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UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO NORTE - UFRN
CENTRO DE TECNOLOGIA - CT
CENTRO DE CIÊNCIAS EXATAS E DA TERRA - CCET
PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM CIÊNCIA E ENGENHARIA DE PETRÓLEO PPGCEP
TESE DE DOUTORADO
ANÁLISE DE VIABILIDADE DE INJEÇÃO DE FLUIDOS
ALTERNATIVOS AO VAPOR EM RESERVATÓRIOS DE ÓLEO
PESADO
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
Orientador: Prof. Dr. Wilson da Mata
Coorientador: Prof. PhD. Tarcilio Viana Dutra Junior
Natal/RN, Setembro de 2012
ANÁLISE DE VIABILIDADE DE INJEÇÃO DE FLUIDOS
ALTERNATIVOS AO VAPOR EM RESERVATÓRIOS DE ÓLEO
PESADO
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
Natal/RN, Setembro de 2012
Tese de Doutorado PPGCEP / UFRN
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
Análise de Viabilidade de Injeção de Fluidos Alternativos ao Vapor em Reservatórios de
Óleo Pesado
Este trabalho corresponde à tese de doutorado
apresentado ao Programa de Pós-Graduação em
Ciência
e
Engenharia
de
Petróleo
da
Universidade Federal do Rio grande do Norte,
como parte dos requisitos para a obtenção do
título de Doutor em Ciência e Engenharia de
Petróleo.
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
iii
Tese de Doutorado PPGCEP / UFRN
RODRIGUES, Marcos Allyson Felipe – Análise de Viabilidade de um Fluido Alternativo ao
Vapor em Reservatórios de Óleo Pesado. Tese de Doutorado, UFRN, Programa de Pós-graduação
em Ciência e Engenharia de Petróleo. Área de Concentração: Pesquisa e Desenvolvimento em
Ciência e Engenharia de Petróleo. Linha de Pesquisa: Engenharia e Geologia de Reservatórios e
de Explotação de Petróleo e Gás Natural, Natal-RN, Brasil.
Orientador: Prof.Dr. Wilson da Mata
Coorientador: Prof. Ph.D Tarcilio Viana Dutra Junior
RESUMO
Muitas das reservas de hidrocarbonetos existentes em todo o mundo são formadas por
óleos pesados (°API entre 10 e 20). Além disso, vários campos de óleo pesado estão maduros e,
portanto, oferecem grandes desafios para a indústria do petróleo. Entre os métodos térmicos
utilizados para recuperar estes recursos, a injeção de vapor tem sido a principal alternativa
economicamente viável. O calor latente transportado por meio de vapor aquece o reservatório,
reduzindo a viscosidade do óleo, facilitando a produção. A fim de aumentar a recuperação de
óleo e reduzir os custos inerentes à injeção de vapor, a injeção de fluidos alternativos tem sido
utilizado em combinação com o vapor das seguintes formas: alternadamente, coinjetados e após a
interrupção da injeção de vapor. O objetivo principal destes sistemas de injeção combinada é
reduzir a quantidade de calor fornecida ao reservatório utilizando fluidos de menor valor
comercial, buscando manter os níveis de produção de óleo. Este trabalho analisa o uso do dióxido
de carbono, nitrogênio, metano e água como fluido alternativo ao vapor. Os parâmetros
analisados foram a recuperação de óleo e a produção acumulada líquida. O modelo de
reservatório analisado corresponde a um reservatório de dimensões 100 m x 100 m x 28 m, num
sistema de coordenadas cartesianas ( direções x, y e z). É um modelo semissintético com alguns
dados de reservatório semelhantes aos encontrados na Bacia Potiguar, Brasil. Todos os casos
estudados foram simulados utilizando o simulador STARS da CMG (Computer Group,
Modelagem versão 2009.10). Verificou-se que a injeção de água após a interrupção de injeção de
vapor alcançou melhores resultados em termos de produção acumulada líquida de óleo em
relação a injeção de outros fluidos. Além disso, foi observado que o vapor e os fluidos
alternativos, coinjetados e alternados, não apresentou aumento na rentabilidade do projeto em
comparação com a injeção contínua de vapor.
Palavras-chave: fluidos alternativos, injeção de vapor, simulação, IOR, modelagem de
reservatórios.
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
iv
Tese de Doutorado PPGCEP / UFRN
ABSTRACT
Many of hydrocarbon reserves existing in the world are formed by heavy oils (°API
between 10 and 20). Moreover, several heavy oil fields are mature and, thus, offer great
challenges for oil industry. Among the thermal methods used to recover these resources,
steamflooding has been the main economically viable alternative. Latent heat carried by steam
heats the reservoir, reducing oil viscosity and facilitating the production. This method has many
variations and has been studied both theoretically and experimentally (in pilot projects and in full
field applications). In order to increase oil recovery and reduce steam injection costs, the
injection of alternative fluid has been used on three main ways: alternately, co-injected with
steam and after steam injection interruption. The main objective of these injection systems is to
reduce the amount of heat supplied to the reservoir, using cheaper fluids and maintaining the
same oil production levels. This works discusses the use of carbon dioxide, nitrogen, methane
and water as an alternative fluid to the steam. The analyzed parameters were oil recoveries and
net cumulative oil productions. The reservoir simulation model corresponds to an oil reservoir of
100 m x 100 m x 28 m size, on a Cartesian coordinates system (x, y and z directions). It is a semi
synthetic model with some reservoir data similar to those found in Brazilian Potiguar Basin. All
studied cases were done using the simulator STARS from CMG (Computer Modelling Group,
version 2009.10). It was found that waterflood after steam injection interruption achieved the
highest net cumulative oil compared to other fluids injection. Moreover, it was observed that
steam and alternative fluids, co-injected and alternately, did not present increase on profitability
project compared with steamflooding.
Keywords: alternative fluids, steam injection, simulation, IOR, modeling of reservoirs.
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
v
Tese de Doutorado PPGCEP / UFRN
Dedicatória
Dedico não só esta tese mas todas as
minhas conquistas a minha mãe Jô e
ao meu irmão Anderson, pois só nós
sabemos o que passamos para chegar
até aqui. Obrigado por existirem em
minha vida.
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
vi
Tese de Doutorado PPGCEP / UFRN
Agradecimentos
Em primeiro lugar a Deus, por ter me dado à graça de alcançar mais uma vitória em
minha vida.
À toda minha família, em especial meus pais Josenilde e Vilmar, e meu irmão Anderson
Felipe pelo carinho e apoio incondicional de todas as horas. Os pilares da minha vida pois, sem
eles, com certeza não estaria concretizando mais um sonho.
À Kivia Layse, princesinha, por fazer parte dessa etapa tão importante da minha vida.
Uma pessoa que amo demais, sempre incentivando e apoiando nos momentos mais complicados
e, às vezes, estressante. Minha inspiração, meu porto seguro.
Aos amigos Adriano Bonatto, Vanessa, Edson, Cindy, Elthon, Janusa, Glidyane, Juliana,
Cleodon, Tiago, Rutinaldo, Robson, Julio Cesar, Rayanna e os funcionários Carlos e Graça.
Ao futuro doutor Edney Rafael, por ser meu braço direito em todas as batalhas
enfrentadas desde o dia 31 de julho de 2006 até hoje, e que juntos completamos mais uma
importante etapa de nossas vidas. Um grande irmão que pode contar comigo para o resto da vida.
À Jennys Barillas, colega de departamento e acima de tudo grande amiga, por me guiar
nos momentos de dificuldade para o caminho certo com seu conhecimento e paciência, durante
esses quatro anos de preparação desta tese.
Ao professor, orientador e amigo Wilson da Mata, pessoa que aprendi a admirar e a
respeitar pelo grande profissional que é. Obrigado pela confiança e por acreditar em meu
potencial.
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
vii
Tese de Doutorado PPGCEP / UFRN
Ao meu coorientador Tarcilio Viana por me ajudar com todo o seu conhecimento sempre
nos momentos críticos e complicados deste trabalho, sendo fundamental na minha formação na
área de Reservatórios e com quem aprendo cada dia mais.
Aos professores do PPGCEP, por todos os conhecimentos passados ao longo destes 6
anos, essa tese tem um pouco de cada um de vocês.
A Capes pelo suporte financeiro no início deste trabalho.
A Petrobras e a ANP, pelo suporte financeiro e pela base de dados necessária para a
execução deste trabalho.
A CMG pela licença do simulador de reservatório concedida, além de suporte técnico
dado quando necessário.
A todos meus sinceros agradecimentos.
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
viii
Tese de Doutorado PPGCEP / UFRN
ÍNDICE
1.
Introdução geral ............................................................................................................................. 2
2.
Aspectos teóricos ........................................................................................................................... 6
2.1.
Reservas de óleos pesados ................................................................................................... 6
2.2.
Métodos de recuperação avançada ...................................................................................... 8
2.2.1.
Métodos especiais de recuperação avançada ................................................................ 9
2.2.1.1.
2.3.
Critérios de Escolha do Método de recuperação especial .................................. 10
Métodos térmicos ............................................................................................................... 11
2.3.1.
Injeção de água quente ................................................................................................. 13
2.3.2.
Injeção cíclica de vapor ............................................................................................... 14
2.3.3.
Injeção Contínua de vapor ........................................................................................... 15
2.3.3.1.
Descrição do processo da injeção contínua de vapor ......................................... 17
2.3.3.2.
Mecanismos de produção ..................................................................................... 20
2.3.3.2.1. Redução da viscosidade .................................................................................. 21
2.3.3.2.3. Destilação pelo vapor...................................................................................... 23
2.3.3.3.
Distribuição da temperatura na injeção contínua de vapor ................................ 26
2.3.3.4.
Segregação gravitacional do vapor...................................................................... 28
2.3.3.5.
Irrompimento do vapor no poço produtor – breakthrough ................................ 29
2.3.3.6.
Injetividade............................................................................................................ 30
2.3.3.7.
Fingering ............................................................................................................... 31
2.3.4.
Injeção combinada de vapor com um fluido alternativo............................................ 31
2.3.4.1.
Injeção de gás imiscível ....................................................................................... 31
2.3.4.2.
Injeção de Vapor seguida por Água .................................................................... 32
2.3.4.2.1. Justificativa para conversão de injeção de vapor para injeção de água ....... 33
2.3.4.2.2. Tempo ótimo para a conversão de injeção de vapor para injeção de água.. 35
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
ix
Tese de Doutorado PPGCEP / UFRN
2.3.4.2.3. Injeção de água após o vapor ......................................................................... 36
2.3.4.3.
2.4.
Método de injeção alternada de vapor e água (WASP) ..................................... 38
Análise econômica de projetos .......................................................................................... 40
2.4.1.
Alternativas e decisões ................................................................................................. 41
2.4.1.1.
Valor Presente Líquido – VPL............................................................................. 43
2.4.1.1.1. Vantagens ........................................................................................................ 44
2.4.1.1.2. Desvantagens ................................................................................................... 45
2.4.2.
Valor Presente Líquido (VPL) em um Projeto de Injeção de Vapor ........................ 45
2.4.2.1.
Receitas (R)............................................................................................................... 45
2.4.2.2.
CAPEX (Capital Expenditures) e OPEX (Operacional Expenditures) ............ 46
2.4.2.2.1. Custo de aquisição do gerador de vapor (Ca) ..................................................... 46
2.4.2.2.2. Custo de perfuração dos poços (Cp). .................................................................. 47
2.4.2.2.3. Custo de operação e manutenção do gerador de vapor (Com). ......................... 48
2.4.2.2.4. Custo de elevação dos fluidos (Cel).................................................................... 48
2.4.2.2.5. Custo de separação, transporte e tratamento do óleo (Coleo). .......................... 48
2.4.2.2.6. Custo de tratamento e descarte da água produzida (Cagua). ............................. 49
2.4.2.2.7. Participação governamental................................................................................. 49
2.4.2.2.8. Custo de injeção dos fluidos alternativos (Cagua-inj) e (Cgas-inj). ................. 50
2.5.
Produção acumulada líquida de óleo ................................................................................. 51
2.6.
Planejamento e otimização de experimentos .................................................................... 52
3.
Estado da arte ............................................................................................................................... 55
4.
Materiais e métodos..................................................................................................................... 61
4.1.
Ferramentas computacionais.............................................................................................. 61
4.1.1.
Módulo “Winprop” ...................................................................................................... 61
4.1.2.
Módulo “STARS” ........................................................................................................ 62
4.2.
Modelo físico ...................................................................................................................... 62
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
x
Tese de Doutorado PPGCEP / UFRN
4.3.
5.
Modelo de fluido do reservatório ...................................................................................... 65
4.3.1.
Ajuste dos dados da liberação diferencial................................................................... 67
4.3.2.
Ajuste da viscosidade do óleo ..................................................................................... 67
4.3.3.
Diagrama Pressão-Temperatura .................................................................................. 69
4.4.
Propriedades da rocha-reservatório ................................................................................... 70
4.5.
Descrição das condições operacionais .............................................................................. 73
4.6.
Análise de Viabilidade Técnica-Econômica ..................................................................... 75
4.7.
Metodologia de trabalho .................................................................................................... 77
Resultados e discussões .............................................................................................................. 82
5.1.
Análise da vazão de injeção de vapor ............................................................................... 82
5.1.1.
5.2.
Injeção Contínua de vapor ........................................................................................... 85
Equivalência dos fluidos alternativos................................................................................ 86
5.2.1.
Comparativo entre a injeção contínua dos fluidos alternativos e a recuperação
primária 86
5.3.
Análise de desempenho dos fluidos alternativos junto ao vapor ..................................... 88
5.3.1.
Injeção de Metano ........................................................................................................ 89
5.3.1.1.
Análise da injeção de gás como fluido alternativo ao vapor ............................. 95
5.3.1.1.1. Análise da injeção de gás após o vapor ......................................................... 95
5.3.1.1.2. Análise da coinjeção de vapor e gás .............................................................. 97
5.3.1.1.3. Análise da injeção alternada de vapor e gás .................................................. 99
5.3.2.
Injeção de água como fluido alternativo ao vapor ................................................... 100
5.3.2.1.
Análise da injeção de água como fluido alternativo ao vapor ......................... 106
5.3.3.
Injeção de vapor sem fluido alternativo .................................................................... 108
5.3.4.
Melhores resultados para injeção de vapor com fluidos alternativos ..................... 113
5.4.
Análise de sensibilidade dos parâmetros operacionais .................................................. 120
5.4.1.
Análise de sensibilidade da injeção de vapor e gás.................................................. 121
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
xi
Tese de Doutorado PPGCEP / UFRN
5.4.1.1.
5.4.2.
Análise das interações das variáveis operacionais na injeção de vapor e gás 124
Análise de sensibilidade da injeção de vapor e água. .............................................. 132
5.4.2.1.
Análise das interações das variáveis operacionais na injeção de vapor e água.
134
5.4.2.1.1. Influência do intervalo canhoneado na injeção de água após o vapor. ...... 141
5.4.2.1.2. Influência da vazão de água na sua injeção após o vapor. ......................... 143
5.4.2.1.3. Injeção de vapor seguido de água quente e fria .......................................... 145
5.4.3.
Análise de sensibilidade da injeção interrompida de vapor. ................................... 150
5.4.3.1.
5.4.4.
Análise do VPL na injeção de fluidos alternativos após o vapor ............................ 157
5.5.
Otimização da injeção de água após o vapor .................................................................. 158
5.6.
Estudo da redução de vazão ............................................................................................. 164
5.7.
Análise do VPL máximo em função do VPI para a injeção de vapor seguido de água
fria
167
5.7.2.
Influência da variação de permeabilidade horizontal no VPL máximo.................. 174
5.7.3.
Influência da Permeabilidade Vertical no VPL máximo. ........................................ 179
5.8.
6.
Análise das variáveis operacionais na injeção de vapor interrompida. ........... 152
Considerações finais ......................................................................................................... 183
Conclusões ................................................................................................................................. 185
6.1.
Recomendações .............................................................................................................. 188
7.
Referências Bibliográficas ........................................................................................................ 190
8.
Anexos........................................................................................................................................ 195
8.1.
Injeção de nitrogênio como fluido alternativo ao vapor ................................................ 195
8.2.
Injeção de gás carbônico como fluido alternativo ao vapor .......................................... 198
8.3.
Influência da variação de espessura da zona de óleo no VPL máximo. ....................... 202
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
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Tese de Doutorado PPGCEP / UFRN
ÍNDICE DE FIGURAS
Capítulo I
Capítulo II
Figura 2. 1. Distribuição das reservas de óleos pesados por país (modificado de PeruPetro, 2009).
................................................................................................................................................................ 6
Figura 2. 2. Vaporduto no campo de Alto do Rodrigues. ................................................................... 8
Figura 2. 3. Métodos de Recuperação Avançada (modificado de Hong, 1994). .............................. 9
Figura 2. 4. Viscosidade do óleo versus Temperatura (modificado de Barillas, 2005). ................. 12
Figura 2. 5. Injeção cíclica de vapor (modificado de Vidal, 2006).................................................. 14
Figura 2. 6. Perdas de calor no processo de injeção de vapor (modificado de Alvarado e Banzér,
2002). ................................................................................................................................................... 16
Figura 2. 7. Zonas formadas durante o processo de injeção de vapor (Navieira, 2007)................. 18
Figura 2. 8. Perfis típicos de temperatura e saturação na injeção de vapor (Hong, 1994). ............ 19
Figura 2. 9. Pressão de vapor em função da temperatura (Willman et. al., 1961). ......................... 23
Figura 2. 10. Efeito da partição da injeção contínua de vapor em um sistema molhado pela água
(Hong, 1994)........................................................................................................................................ 24
Figura 2. 11. Geração de solvente no reservatório pela injeção contínua de vapor (Hong, 1994). 25
Figura 2. 12. Distribuição hipotética da temperatura, das saturações e da pressão, em uma injeção
contínua de vapor (Butler, 1991)........................................................................................................ 27
Figura 2. 13. Segregação gravitacional do vapor (Butler, 1991). .................................................... 29
Figura 2. 14. Injeção de gás imiscível (Modificado de Bressan, 2008)........................................... 32
Figura 2. 15. Produção acumulada líquida de óleo versus tempo – diferentes conversões
(modificado de Hong, 1994)............................................................................................................... 36
Figura 2. 16. Produção acumulada líquida de óleo versus tempo – diferentes temperaturas da água
(modificado de Hong, 1994)............................................................................................................... 38
Figura 2. 17. Comparativo de varrido vertical entre o WASP e injeção de vapor (Navieira, 2007).
.............................................................................................................................................................. 39
Capítulo III
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
xiii
Tese de Doutorado PPGCEP / UFRN
Capítulo IV
Figura 4.1. Malha ¼ de five spot invertido. ....................................................................................... 63
Figura 4.2. Modelo base em 3 dimensões.......................................................................................... 64
Figura 4.3. Gráfico da regressão da razão de solubilidade gás-óleo (Rs) e fator volume de óleo
(Bo) versus pressão. ............................................................................................................................ 67
Figura 4.4. Gráfico da viscosidade do óleo versus pressão. ............................................................. 68
Figura 4.5. Viscosidade do óleo versus temperatura ........................................................................ 69
Figura 4.6. Diagrama Pressão versus Temperatura do óleo. ............................................................ 70
Figura 4.7. Curvas de permeabilidade relativa à água e ao óleo versus saturação de água............ 71
Figura 4.8. Curva de pressão capilar água – óleo versus saturação de água. .................................. 71
Figura 4.9. Curvas de permeabilidade relativa ao liquido e ao gás versus saturação de líquido. .. 72
Figura 4.10. Curva de pressão capilar gás-óleo versus saturação de líquido. ................................. 72
Figura 4.11. Canhoneio dos poços no perfil de saturação inicial de óleo. ...................................... 74
Figura 4. 12. Fluxograma da metodologia de trabalho. .................................................................... 77
Capítulo V
Figura 5. 1. Gráfico Fator de Recuperação versus tempo. ............................................................... 83
Figura 5. 2. Produção acumulada líquida versus tempo. .................................................................. 84
Figura 5. 3. Curvas Fator de recuperação e ROV versus tempo – Injeção contínua de vapor. ...... 85
Figura 5. 4. Gráfico Fator de recuperação versus tempo – comparativo entre os fluidos
alternativos e a recuperação primária. ............................................................................................... 87
Figura 5. 5. Mapa de viscosidade do óleo (cP) – comparativo entre a injeção de CH4 e CO2. ...... 88
Figura 5. 6. Produção acumulada líquida versus tempo – injeção de vapor e metano ................... 91
Figura 5. 7. Fator de recuperação versus Volume Poroso Injetado – Injeção de vapor e metano. 92
Figura 5. 8. Resultados da injeção de metano após paradas anual do vapor – Fator de recuperação.
.............................................................................................................................................................. 93
Figura 5. 9. Mapas de saturação de gás – Injeção de metano após 10 anos de vapor – 7° e 8° ano.
.............................................................................................................................................................. 94
Figura 5. 10. Perfis de Temperatura do reservatório (°F) – comparativo entre a injeção de CH4
após 8 anos de vapor e a injeção contínua de vapor. ........................................................................ 96
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
xiv
Tese de Doutorado PPGCEP / UFRN
Figura 5. 11. Mapas de temperatura (°F) – comparativo entre a injeção contínua de vapor e
coinjeção de vapor e metano para o 7° e 16° ano de projeto............................................................ 98
Figura 5. 12. Mapas de temperatura (°F) – comparativo entre a injeção contínua de vapor e
injeção alternada de vapor e metano a cada 2 anos........................................................................... 99
Figura 5. 13. Produção acumulada líquida de óleo versus tempo – injeção de vapor e água. ..... 102
Figura 5. 14. Fator de recuperação versus Volume Poroso Injetado – Injeção de vapor e água.. 103
Figura 5. 15. Mapas de saturação de óleo – Injeção de água após 11 anos de vapor – 11° e 16°
ano de projeto. ................................................................................................................................... 104
Figura 5. 16. Resultados da injeção de água após paradas anual do vapor – Fator de recuperação.
............................................................................................................................................................ 105
Figura 5. 17. Mapas de temperatura (°F) – comparativo entre a injeção contínua de vapor e
injeção de água após 11 anos de vapor. ........................................................................................... 107
Figura 5. 18. Produção acumulada líquida de óleo versus tempo – injeção interrompida de vapor.
............................................................................................................................................................ 110
Figura 5. 19. Fator de recuperação versus Volume Poroso Injetado – Injeção interrompida de
vapor................................................................................................................................................... 111
Figura 5. 20. Resultados da injeção de vapor com interrupção anual – Fator de recuperação. ... 112
Figura 5. 21. Produção acumulada líquida de óleo versus tempo – melhor resultado de cada fluido
alternativo. ......................................................................................................................................... 113
Figura 5. 22. Comparativo entre o desempenho dos fluidos alternativos após o vapor em termos
de produção acumulada líquida de óleo – Injeção após 8, 11 e 14 anos. ...................................... 115
Figura 5. 23. Gráfico VPL versus tempo – melhores resultados da combinação vapor e fluidos
alternativos......................................................................................................................................... 116
Figura 5. 24. Fator de recuperação versus Volume Poroso Injetado – melhor resultado de cada
fluido alternativo. .............................................................................................................................. 118
Figura 5. 25. Injeção dos fluidos alternativos após a parada anual da injeção de vapor. ............. 119
Figura 5. 26. Diagrama de Pareto para a injeção de vapor e CH4 – Valor Presente Líquido ao final
do período de produção..................................................................................................................... 123
Figura 5. 27. Diagrama de Pareto para a injeção de vapor e CH4 – Fator de recuperação ao final
do período de produção..................................................................................................................... 124
Figura 5. 28. Superfícies de resposta da interação da vazão de injeção de vapor (Qvapor) com a
vazão de metano (QCH4) e o intervalo canhoneado respectivamente - Valor Presente Líquido... 126
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
xv
Tese de Doutorado PPGCEP / UFRN
Figura 5. 29. Superfícies de resposta da interação da vazão de injeção de vapor (Qvapor) com a
vazão de metano (QCH4) e o intervalo canhoneado respectivamente - Fator de recuperação....... 128
Figura 5. 30. Gráfico Valor Presente Líquido versus Tempo – Injeção de metano após 14 anos de
vapor................................................................................................................................................... 130
Figura 5. 31. Fator de Recuperação versus VPI de vapor – Injeção de metano após 14 anos de
vapor................................................................................................................................................... 131
Figura 5. 32. Diagrama de Pareto para a injeção de vapor e H2O – Valor Presente Líquido ao
final do período de produção. ........................................................................................................... 133
Figura 5. 33. Diagrama de Pareto para a injeção de vapor e H2O – Fator de recuperação ao final
do período de produção..................................................................................................................... 134
Figura 5. 34. Superfícies de resposta da interação da vazão de injeção de vapor (Qvapor) com a
vazão de água (Q.H2O) e o intervalo canhoneado respectivamente - Valor Presente Líquido. .. 135
Figura 5. 35. Superfícies de resposta da interação da vazão de injeção de vapor (Qvapor) com a
vazão de água (Q.H2O) e o intervalo canhoneado respectivamente - Fator de recuperação. ...... 137
Figura 5. 36. Valor Presente Líquido versus tempo para injeção da água após o vapor. ............. 139
Figura 5. 37. Fator de recuperação versus volume poroso injetado de vapor para a injeção de água
após o vapor....................................................................................................................................... 140
Figura 5. 38. Análise da injeção de vapor em diferentes porções do reservatório – vazão de 25 e
37,5 t/dia. ........................................................................................................................................... 141
Figura 5. 39. Mapas da taxa de perda de calor para acamada sobrejacente (Btu/dia) – Injeção de
vapor na base e em todo intervalo da zona de óleo– 5° ano de projeto. ........................................ 142
Figura 5. 40. Comparativo entre diferentes vazões de injeção de água após 11 anos de injeção de
vapor................................................................................................................................................... 143
Figura 5. 41. Perfis de temperatura (°F) – vazão de água 25 e 100 m³std/dia – 7 e 13 anos. ...... 144
Figura 5. 42. Gráfico fator de recuperação versus volume poroso injetado do colchão de água
quente. ................................................................................................................................................ 147
Figura 5. 43. Gráfico fator de recuperação versus tempo – injeção de vapor+água quente+água
fria e injeção de água fria após o vapor. .......................................................................................... 148
Figura 5. 44. Comparativo entre os perfis de temperatura (°F) nos casos de injeção de vapor+água
quente+água fria e injeção de vapor seguido de água fria. ............................................................. 149
Figura 5. 45. Diagrama de Pareto para a injeção de interrompida no 8° ano – Valor Presente
Líquido ao final do período de produção......................................................................................... 151
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
xvi
Tese de Doutorado PPGCEP / UFRN
Figura 5. 46. Diagrama de Pareto para a injeção de vapor interrompida no 8°ano – Fator de
recuperação ao final do período de produção.................................................................................. 152
Figura 5. 47. Superfície de resposta para o Valor Presente Líquido da interação entre a vazão de
injeção de vapor (Qinj) e o intervalo canhoneado – Injeção interrompida de vapor. ................... 153
Figura 5. 48. Superfície de resposta para o fator de recuperação da interação entre a vazão de
injeção de vapor (Qinj) e o intervalo canhoneado – Injeção interrompida de vapor. ................... 154
Figura 5. 49. Valor Presente Líquido versus tempo para injeção interrompida de vapor - 8° ano de
projeto. ............................................................................................................................................... 155
Figura 5. 50. Fator de recuperação versus volume poroso injetado de vapor para a injeção
interrompida de vapor – 8° ano de projeto. ..................................................................................... 156
Figura 5. 51. Gráfico VPL versus tempo – melhores resultados obtidos. ..................................... 157
Figura 5. 52. Gráfico Valor Presentes Líquido versus Tempo – melhores resultados.................. 161
Figura 5. 53. Gráfico Valor Presente Líquido versus Volume Poroso Injetado............................ 162
Figura 5. 54. Fator de recuperação versus Tempo de injeção de vapor......................................... 163
Figura 5. 55. Gráfico VPL versus Tempo – Injeção de vapor com redução de vazão. ................ 165
Figura 5. 56. Gráfico Fator de recuperação versus VPI – Injeção de vapor com redução de vazão.
............................................................................................................................................................ 166
Figura 5. 57. Gráfico VPL versus VPI de vapor – viscosidade do óleo. ....................................... 170
Figura 5. 58. Gráfico Fator de Recuperação versus VPI de vapor – viscosidade do óleo............ 172
Figura 5. 59. Tempo de VPLmáx versus Tempo de injeção de vapor. ............................................ 174
Figura 5. 60. Gráfico VPL versus VPI de vapor – permeabilidade horizontal. ............................ 176
Figura 5. 61. Gráfico Fator de recuperação versus VPI de vapor – permeabilidade horizontal. . 177
Figura 5. 62. Gráfico Vazão de óleo versus Tempo – Permeabilidade horizontal........................ 178
Figura 5. 63. Gráfico VPL versus VPI de vapor – Permeabilidade vertical. ................................ 181
Figura 5. 64. Gráfico Fator de recuperação versus VPI de vapor – permeabilidade vertical....... 182
Conclusões e recomendações
Referências bibliográficas
Anexos
Figura 8. 1. Produção acumulada líquida de óleo versus tempo – injeção de vapor e nitrogênio197
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
xvii
Tese de Doutorado PPGCEP / UFRN
Figura 8. 2. Fator de recuperação versus Volume Poroso Injetado – Injeção de vapor e nitrogênio.
............................................................................................................................................................ 198
Figura 8. 3. Produção acumulada líquida de óleo versus tempo – injeção de vapor e gás
carbônico............................................................................................................................................ 200
Figura 8. 4. Fator de recuperação versus Volume Poroso Injetado – Injeção de vapor e gás
carbônico............................................................................................................................................ 201
Figura 8. 5. Gráfico Fator de recuperação versus VPI de vapor – espessura da zona de óleo. .... 203
Figura 8. 6. Mapas de perda de calor em Btu– reservatórios com espessura de 18 e 38 m. ........ 205
Figura 8. 7. Gráfico VPL versus VPI de vapor – espessura da zona de óleo. ............................... 206
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
xviii
Tese de Doutorado PPGCEP / UFRN
ÍNDICE DE TABELAS
Capítulo I
Capítulo II
Tabela 2. 1. Critérios de escolha do método de recuperação especial (Hong, 1994).....................11
Capítulo III
Capítulo IV
Tabela 4.1. Composição do óleo ........................................................................................................ 65
Tabela 4.2. Dados PVT para liberação diferencial a ser modelado ................................................. 66
Tabela 4.3. Viscosidade do óleo para a temperatura de 38°C .......................................................... 68
Tabela 4.4. Propriedades da rocha-reservatório. ............................................................................... 73
Tabela 4.5. Condição de operação na injeção de vapor .................................................................... 74
Tabela 4.6. Dados considerados para a análise de viabilidade técnica-econômica ........................ 75
Tabela 4. 7. Injeção do fluido alternativo após o vapor.................................................................... 78
Tabela 4. 8. Coinjeção de vapor e fluido alternativo ........................................................................ 78
Tabela 4. 9. Injeção alternada de vapor e fluido alternativo............................................................. 79
Capítulo V
Tabela 5. 1. Resultados obtidos na injeção de vapor e metano – Produção de óleo e água. .......... 89
Tabela 5. 2. Resultados obtidos na injeção de vapor e água – Produção de óleo e água.............. 100
Tabela 5. 3. Resultados obtidos na injeção de vapor sem fluido alternativo – Produção de óleo e
água. ................................................................................................................................................... 109
Tabela 5. 4. Melhores resultados para a configuração operacional base. ...................................... 121
Tabela 5. 5. Parâmetros operacionais e o intervalo estudado na injeção de vapor e gás. ............. 122
Tabela 5. 6. Nomenclatura dos parâmetros operacionais e dos efeitos contemplados nos
diagramas de Pareto. ......................................................................................................................... 122
Tabela 5. 7. Parâmetros operacionais e o intervalo estudado na injeção de vapor e água. .......... 132
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
xix
Tese de Doutorado PPGCEP / UFRN
Tabela 5. 8. Nomenclatura dos parâmetros operacionais e dos efeitos contemplados nos
diagramas de Pareto. ......................................................................................................................... 132
Tabela 5. 9. Estudo da injeção do banco de água quente. .............................................................. 146
Tabela 5. 10. Parâmetros operacionais e o intervalo estudado na injeção interrompida de vapor.
............................................................................................................................................................ 150
Tabela 5. 11. Nomenclatura dos parâmetros operacionais e dos efeitos contemplados nos
diagramas de Pareto. ......................................................................................................................... 151
Tabela 5. 12. Otimização da injeção de água após o vapor e vapor sem fluido alternativo......... 159
Tabela 5. 13. Injeção de vapor com redução de vazão. .................................................................. 164
Tabela 5. 14. Variação dos parâmetros de reservatório. ................................................................. 167
Tabela 5. 15. Fração molar dos pseudocomponentes para cada óleo estudado............................. 168
Tabela 5. 16. Resumo dos resultados obtidos – variação de viscosidade...................................... 169
Tabela 5. 17. Resumo dos resultados obtidos – variação de permeabilidade horizontal.............. 175
Tabela 5. 18. Resumo dos resultados obtidos – variação da permeabilidade vertical. ................. 180
Conclusões e Recomendações
Referências bibliográficas
Anexos
Tabela 8. 1. Resultados obtidos na injeção de vapor e nitrogênio – Produção de óleo e água .... 195
Tabela 8. 2. Resultados obtidos na injeção de vapor e gás carbônico – Produção de óleo e água.
............................................................................................................................................................ 199
Tabela 8. 3. Resumo dos resultados obtidos – variação da espessura da zona de óleo. ............... 202
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
xx
Tese de Doutorado PPGCEP / UFRN
Nomenclaturas
Bo – fator volume-formação do óleo
Ca – Custo de Aquisição do gerador de vapor
Cagua – Custo de separação, tratamento e descarte da água
Cagua-inj – Custo da água injetada
Cel – Custo de elevação dos fluidos
Cg – Capacidade do gerador de vapor
Cgas-inj – Custo do gás injetado
Coleo – Custo de separação e tratamento do óleo
Com – Custo de operação e manutenção do gerador de vapor
Cp – Custo de perfuração e completação do poço
EA - eficiência de varrido horizontal
ED - eficiência de deslocamento
do – densidade relativa do óleo
FC - fluxo de caixa
fg – Fração do fluido injetado que é gás
Fr - fator de recuperação
h – espessura do reservatório
i – Taxa de desconto
Iinj – Influência de poço injetor na malha considerada
Iprod - Influência de poço produtor na malha considerada
Io – Investimento inicial de um projeto
ILL – Índice de Lucratividade Líquida
k – Permabilidade absoluta da formação
Kh – Permeabilidade horizontal
ko - permeabilidade efetiva ao óleo
krg - permeabilidade relativa ao gás
Kro – Permeabilidade relativa ao óleo
krog - permeabilidade relativa ao óleo no sistema óleo-gás
krow - permeabilidade relativa ao óleo no sistema óleo-água
krw - permeabilidade relativa à água
kw - permeabilidade efetiva à água
Kv – permeabilidade vertical
L - comprimento do reservatório
M - razão de mobilidades
Np - produção acumulada total de óleo
Npliq – produção acumulada líquida de óleo
P - pressão
Pbbl – Preço do barril de petróleo
Pcog – Pressão capilar no contato gás-óleo
Pcow – pressão capilar no contato óleo-água
Pg – Preço do gerador de vapor
Pperf – Preço de perfuração e completação de um poço vertical onshore raso
Pwf – Pressão de fundo de poço
q – Vazão
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
m³/m³std
US$
US$
US$
US$
m³std
US$
US$
US$
US$
Adimensional
Adimensional
Adimensional
US$
Adimensional
(%)
m
%
Adimensional
Adimensional
US$
US$
D
mD
mD
Adimensional
Adimensional
Adimensional
Adimensional
Adimensional
mD
mD
m
Adimensional
m3std
m³std
kPa
US$/bbl
kPa/psi
kPa/psi
US$
US$/poço
psi
m³std/dia
xxi
Tese de Doutorado PPGCEP / UFRN
Qv – Vazão de injeção de vapor
Qf-al – Vazão do fluido alternativo
R – Receita
Rs – Razão de solubilidade
re – raio de influência do reservatório
rw – raio do poço
Sl - saturação de líquido
So - saturação de óleo
Soi - saturação inicial de óleo
Sor - saturação de óleo residual
Sw - saturação de água
Swc - saturação de água conata
t - tempo de projeto
tf-al – tempo de injeção do fluido alternativo
tv – tempo de injeção de vapor
T - temperatura do fluido
TR - temperatura do reservatório
TS - temperatura do vapor
Vagua-inj – Volume de água injetada
Vagua-pro – Volume de água produzida
Vg – Volume varrido pelo gás
Vgas-inj – Volume do gás injetado
Vinj – Volume de vapor injetado
Voleo-pro – Volume de óleo produzido
Vpro – Volume de fluido produzido
t/dia
m³std/d
US$
scf/stb
cm
cm
%
%
%
%
%
%
anos
anos
anos
ºC
ºC
ºC
m³std
m³std
m³
m³std
ton
m³std
m³std
Abreviações
API - American Petroleum Institute
CMG - Computer Modelling Group
CAPEX – Capital Expendirure
EOR – Enhanced Oil Recovery
GV – Gerador de vapor
IOR - Improved Oil Recovery
LEAP - Laboratório de Estudos Avançados em Petróleo
OPEX – Operational Expenditure
RAO - Razão Água Óleo
ROf-allim – Razão Óleo fluido alternativo limite
ROVlim – Razão Óleo Vapor limite
STARS – “Steam, Thermal and Advanced Reservoir Simulator”
TIR - Taxa Interna de Retorno
TMA - Taxa Mínima de Atratividade
VP – Volume poroso
VPI – Volume Poroso Injetado
VOIP - Volume de Óleo in Place
VPL - Valor Presente Líquido
WASP – Water Alternating Steam Process
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
m³std/m³std
m³std/m³std
m³std /m³std
%
%
Adimensional
Adimensional
m3std
US$
xxii
Tese de Doutorado PPGCEP / UFRN
Letras gregas
γo – massa específica do óleo
µ - viscosidade do fluido
µo - viscosidade do óleo
µw - viscosidade da água
λ - mobilidade de um fluido
η – Eficiência do gerador de vapor
λo - mobilidade do óleo
λw - mobilidade da água
∆P - Variação de pressão
∆ρ – diferença de densidade
ø – Porosidade
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
g/cm3 ou kg/litro
cP
cP
cP
mD/cP
Adimensional
mD/cP
mD/cP
kgf/cm2, kPa
g/cm³
%
xxiii
CAPÍTULO I:
Introdução Geral
Tese de Doutorado PPGCEP / UFRN
Capítulo I: Introdução geral
1. Introdução geral
Devido à complexidade dos reservatórios e às grandes reservas existentes, a recuperação
de óleos pesados constitui-se num dos grandes desafios da indústria petrolífera. Desses
reservatórios, é possível recuperar apenas uma fração do óleo, ficando grande parte retida no
meio poroso.
Os processos de recuperação térmica têm sido largamente empregados na recuperação de
óleos pesados, melhorando o escoamento do óleo através da redução da viscosidade e
viabilizando a produção de petróleo em campos considerados inviáveis comercialmente pelos
métodos convencionais de recuperação. Dentre os vários métodos térmicos existentes, a injeção
de vapor é o mais utilizado atualmente pela indústria e, em geral, apresenta bons resultados.
A injeção de vapor pode ser utilizada de maneira cíclica ou contínua. A injeção contínua
de vapor consiste em uma injeção contínua desse fluido, diferentemente da injeção cíclica onde
este é periódico. Enquanto na injeção cíclica tanto a injeção como a produção ocorrem no mesmo
poço, na injeção contínua os poços injetores e produtores são distintos. Em muitos campos de
óleos pesados, a injeção de vapor cíclica precede à contínua, devido ao retorno mais rápido do
investimento realizado no projeto e a melhora na injetividade.
No Brasil, a injeção de vapor é o método especial de recuperação avançada mais utilizado
para a extração de óleos pesados, utilizado principalmente no Nordeste onde possui muitas
reservas contendo esse tipo de óleo, destacando os estados Rio Grande do Norte e o Ceará.
A fim de obter uma maior recuperação de óleo e reduzir os custos inerentes à injeção de
vapor, nos últimos anos a injeção de fluidos alternativos tem sido utilizada de três formas
principais: alternadamente, simultaneamente ao vapor e após a interrupção da injeção de vapor.
Nesses sistemas de injeção busca-se reduzir a quantidade de calor fornecida ao reservatório,
injetando fluidos de menor valor comercial na tentativa de manter os mesmos níveis de produção
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
2
Tese de Doutorado PPGCEP / UFRN
Capítulo I: Introdução geral
de óleo. Os fluidos alternativos ao vapor mais utilizados são, preferencialmente, o dióxido de
carbono, o gás natural e a água.
O presente trabalho tem como objetivo analisar a injeção de fluidos alternativos junto ao
vapor, como o gás carbônico, nitrogênio, metano e água buscando aumentar a rentabilidade de
um projeto de recuperação avançada aplicado a um reservatório de óleo pesado. Foi analisada a
injeção destes fluidos de três formas distintas: coinjetados, alternado e após o vapor.
A partir dos melhores resultados da injeção de vapor com cada fluido estudado, foi
realizada a otimização do processo através de superfícies de resposta, com intuito de obter o
fluido alternativo que combinado com o vapor resultará uma maior rentabilidade para o projeto.
A partir do modelo otimizado obtido, onde consta a injeção de vapor com o fluido
alternativo que se apresentou mais rentável além da forma de injeção, foi realizado um estudo da
variação de parâmetros de reservatório tais como viscosidade do óleo, permeabilidade horizontal,
permeabilidade vertical e espessura da zona de óleo, para analisar a sensibilidade do Valor
Presente Líquido (VPL) com a variação destas propriedades. Um importante parâmetro
operacional estudado foi o volume de vapor necessário para se obter o VPL máximo a partir
destas variações.
Esta tese de doutorado é composta de cinco capítulos além de Conclusões e
recomendações, Referências bibliográficas e Anexos. No Capítulo II, Aspectos Teóricos, são
apresentadas as teorias que envolvem a realização deste trabalho como Métodos Especiais de
Recuperação Avançada, em especial a injeção de vapor, Análise Econômica de Reservatórios,
Simulação de Reservatórios e Planejamento Experimental.
Um histórico dos trabalhos relacionados à injeção de fluidos alternativos ao vapor é
apresentado no Capítulo III, onde é feita uma revisão dos principais trabalhos que estudadaram a
injeção de fluidos de menor valor comercial em relação ao vapor, destacando os trabalhos que
apresentam simulação numérica de reservatórios de petróleo.
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
3
Tese de Doutorado PPGCEP / UFRN
Capítulo I: Introdução geral
A Metodologia de trabalho é descrita no Capítulo IV, onde é exibido o refinamento
utilizado na malha, as propriedades da rocha-reservatório, dos fluidos e operacionais. São
mostrados também os dados de entrada requeridos pelo simulador, além de uma descrição dos
casos que foram simulados. Também são mostrados os dados considerados para a análise técnicaeconômica dos modelos otimizados obtidos.
O Capítulo V apresenta os resultados obtidos e suas discussões, onde exibe as conclusões
obtidas a partir do que foi obtido na simulação numérica e na análise técnica-econômica.
Na seção 6 são apresentadas as conclusões mais importantes obtidas neste trabalho e
recomendações para trabalhos futuros.
Na seção 7 é apresentada a Revisão Bibliográfica, com os principais artigos, dissertações,
teses e livros que foram citados no trabalho.
Os resultados complementares obtidos nesse estudo podem ser encontrados na seção 8
denominada Anexos.
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
4
CAPÍTULO II:
Aspectos Teóricos
Tese de Doutorado PPGCEP / UFRN
Capítulo II: Aspectos teóricos
2. Aspectos teóricos
2.1.
Reservas de óleos pesados
A maior parte das reservas de petróleo no mundo corresponde a hidrocarbonetos pesados
e viscosos, sendo que estes recursos respondem por aproximadamente 70% (Alboudwarej et, al.,
2006). A Figura 2.1 mostra uma estimativa de volume in place de óleo pesado no mundo por
país, agrupados de acordo com o volume.
Canada
2550
Venezuela
2200
Brazil
16
Bilhões de bbls in place:
+350
+50
+10
<10
Figura 2. 1. Distribuição das reservas de óleos pesados por país (modificado de PeruPetro, 2009).
A Figura 2.1 mostra a grande importância de óleos pesados, extrapesados e betumes no
mundo, visto que é encontrado em todos os continentes. Outro detalhe de grande importância é
que estes óleos possuem um menor valor comercial em relação aos óleos leves. Estes fatos
justificam a atenção dada ao assunto e ao grande número de pesquisas na área, onde o grande
desafio é a explotação de reservatórios que contém esse recurso de forma viável.
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
6
Tese de Doutorado PPGCEP / UFRN
Capítulo II: Aspectos teóricos
Observa-se a grande presença desses recursos no continente Americano, destacando-se
Canadá e Venezuela que juntos são responsáveis por quase 5 trilhões de barris sendo inclusive os
dois países com maiores reservas de óleos pesados.
Em Junho de 2012, na BP Statistical Review of World Energy, foi publicado que a
Venezuela é o país com maior volume in place de óleo pesado seguido pelo Canadá, posições
inversas ao mostrado na Figura 2.1.
Em relação ao Brasil, percebe-se que o volume in place de óleo pesado estimada é de 16
bilhões de barris, de acordo com a Figura 2.1, sendo que uma parcela significativa é encontrada
na Região Nordeste, destacando-se os Estados do Rio grande do Norte e Ceará.
O Rio Grande do Norte é o maior produtor de petróleo onshore do Brasil, sendo que a
maioria de seus campos é de óleos pesados e o principal método de recuperação avançada para a
extração desse óleo é a injeção de vapor. Os principais campos de óleos pesados do RN são Alto
do Rodrigues, Estreito, Fazenda Poçinho, entre outros.
Um grande projeto de injeção contínua de vapor está sendo iniciado atualmente na
Petrobras, objetivando aumentar a produção dos campos maduros de óleos pesados do estado. O
projeto, denominado de Vaporduto, consiste na injeção de vapor superaquecido (100% na fase
gás) nos reservatórios, numa vazão aproximada de 610 toneladas por hora, nos campos de
produção de Estreito e Alto do Rodrigues (Agência Petrobras, 2010).
O Vaporduto do vale do Açu é o maior do mundo, com uma extensão de
aproximadamente 30 km sendo o primeiro a operar com vapor superaquecido (Agência Petrobras,
2010). Os poços de petróleo recebem o vapor que é gerado pela Usina Termoelétrica Jesus
Soares Pereira (Termoaçu) e distribuído para os poços através de uma rede de dutos, como o
mostrado na Figura 2.2.
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
7
Tese de Doutorado PPGCEP / UFRN
Capítulo II: Aspectos teóricos
Figura 2. 2. Vaporduto no campo de Alto do Rodrigues.
2.2.
Métodos de recuperação avançada
Os objetivos dos métodos de recuperação avançada é aumentar a recuperação do óleo
remanescente no reservatório depois da recuperação primária. Isto é conseguido melhorando-se o
deslocamento microscópico do óleo ou a eficiência volumétrica de varrido. A eficiência de
deslocamento do óleo é aumentada pelo decréscimo na viscosidade do óleo (métodos térmicos)
ou pela redução das tensões interfaciais (métodos químicos e miscíveis). A eficiência volumétrica
de varrido é aumentada, aumentado-se a viscosidade do fluido deslocante (injeção de polímeros)
ou reduzindo a do fluido deslocado (injeção de vapor) .
Os métodos de recuperação podem ser classificados em convencionais e especiais. Os
métodos convencionais de recuperação avançada consistem na injeção imiscível de gás e na
injeção de água. Já os métodos especiais se subdividem em métodos térmicos, químicos,
miscíveis entre outros como mostra a Figura 2.3.
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
8
Tese de Doutorado PPGCEP / UFRN
Capítulo II: Aspectos teóricos
Figura 2. 3. Métodos de Recuperação Avançada (modificado de Hong, 1994).
2.2.1. Métodos especiais de recuperação avançada
Quando se discute a aplicação de métodos especiais de recuperação avançada, é o exame
da recuperação por métodos convencionais que explica o porquê da necessidade e da ocasião
ideal de sua aplicação. A recuperação convencional fornece indicações também de como os
vários métodos especiais de recuperação devem ser projetados para produzir parte do óleo
deixado no reservatório após a recuperação convencional. Em um determinado campo é comum o
número de projetos de recuperação convencional, especialmente injeção de água, aumentar até
atingir um pico e depois declinar. Isso ocorre porque deixam de haver reservatórios adequados
para a aplicação desses métodos, em termos econômicos. Nesse ponto surge a questão de como
fazer para manter ou reduzir a taxa de declínio das vazões de produção. Uma resposta seria
recuperar parte do óleo deixado pela recuperação convencional (Rosa et, al., 2006).
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
9
Tese de Doutorado PPGCEP / UFRN
Capítulo II: Aspectos teóricos
Embora a falta de novos candidatos aos métodos convencionais de recuperação seja uma
razão importante para o desenvolvimento de métodos especiais de recuperação, há ainda outra
razão muito importante: muitos daqueles campos nos quais foi iniciada a injeção de água há
algum tempo, acabam atingindo estágios avançados de baixa produção. Alguns acabam ficando
próximos do seu limite econômico e os poços têm que ser tamponados e abandonados. Torna-se
evidente, portanto, que a recuperação especial precisa ser aplicada enquanto os poços existentes e
os equipamentos de superfície estão ainda utilizáveis, já que poucos reservatórios candidatos são
tão atraentes a ponto de permitirem a perfuração de novos poços e a substituição de equipamentos
de superfície. Em geral, os lucros comparativamente menores obtidos com a recuperação especial
são devidos a uma menor recuperação de óleo, em relação à recuperação convencional, e aos
custos de investimento e de operação relativamente maiores. A maioria dos métodos especiais de
recuperação é pesadamente penalizada com os custos de produtos químicos e/ou custos de
equipamentos.
2.2.1.1.
Critérios de Escolha do Método de recuperação especial
Quando se escolhe um método de recuperação especial para um reservatório específico, o
profissional responsável deve considerar as características do reservatório, os fluidos contidos no
reservatório, os mecanismos de produção além das razões para as baixas recuperações.
Todos os métodos de recuperação especial têm limitações nas suas aplicações. Estas
limitações são derivadas parcialmente da teoria e parcialmente de testes de laboratório e
experiências de campo. A Tabela 2.1 apresenta critérios de escolha de um método de recuperação
especial. Estes critérios não devem ser considerados absolutos porque são baseados em teorias e
dados de campo limitados. Portanto, um reservatório candidato para um ou mais métodos de
recuperação especial não deve ser descartado porque não satisfaz a um ou dois desses critérios.
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
10
Tese de Doutorado PPGCEP / UFRN
Capítulo II: Aspectos teóricos
Tabela 2.1. Critérios de escolha do método de recuperação especial (Hong, 1994).
Métodos térmicos
Métodos
Métodos químicos
miscíveis
Características do
reservatório
Injeção
Combustão
Polímeros
Surfactantes
Alcalinos
Hidrocarbonetos
de vapor
in situ
Densidade do óleo, °API
10 a 34
10 a 35
-
-
<30
>25
Viscosidade do óleo, cP
<15000
<5000
<150
<100
<100
<10
-
-
-
-
>2500 (762)
>10 (3,05)
-
-
-
-
-
-
<250 (121)
<250 (121)
>10
>10
>10
>10
>10
-
-
-
<200.000
<200.000
<200.000
-
>0,15
>0,15
-
-
-
-
-
-
>0,40
0,20-0,35
-
>0,20
>0,08
>0,08
-
-
-
-
<2000
<4000
-
-
-
>1200
<5000
Profundidade, ft (m)
(1524)
Espessura da zona de óleo,
ft (m)
>15
(4,57)
Temperatura, °F (°C)
Permeabilidade média, mD
Salinidade da água da
formação, ppm
Porosidade
Saturação de óleo
Saturação
de
óleo
x
porosidade
Pressão estática, psia (atm)
2.3.
<200
(93)
e CO2
<250 (121)
Métodos térmicos
O mecanismo de recuperação térmica foi um dos primeiros métodos a ser desenvolvido
para solucionar o problema da recuperação de óleos muito viscosos, devido à simplicidade de seu
fenômeno físico. Seu processo é baseado no fato de que o calor transferido ao reservatório aquece
o óleo reduzindo sua viscosidade, facilitando o seu escoamento para o poço produtor. A Figura
2.4 mostra a sensibilidade da viscosidade do óleo com a temperatura. É importante ressaltar que a
água reduz sua viscosidade com o aumento de temperatura, mas em uma menor proporção.
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
11
Tese de Doutorado PPGCEP / UFRN
Capítulo II: Aspectos teóricos
1000000
Viscosidade do óleo (cP)
100000
10000
1000
100
10
1
250
350
450
550
650
Temperatura (K)
300 cP@311 K
1000 cP@311K
3000 cP@311K
Figura 2. 4. Viscosidade do óleo versus Temperatura (modificado de Barillas, 2005).
Na prática este é um método eficiente, porém requer investimentos pesados e
procedimentos especiais de operação quando comparado com os métodos convencionais.
Estes métodos também contribuem para manter a pressão do reservatório, pois o óleo ao
ser aquecido expande servindo de energia para expulsar os fluidos do reservatório. Cabe também
destacar que o calor transferido causa a vaporização das frações leves do óleo, que em contato
com a formação mais fria se condensa, formando um solvente ou banco miscível à frente da zona
de vapor.
Existem duas categorias de métodos térmicos:
Com calor produzido na superfície (Injeção de Fluidos Aquecidos: Vapor e Água
Quente).
Com calor gerado na formação (Combustão in situ).
No primeiro caso, o fluido injetado carrega o calor produzido enquanto que no segundo, o
fluido injetado é um dos reagentes envolvidos na reação exotérmica.
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12
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Capítulo II: Aspectos teóricos
Uma explicação analítica do princípio da recuperação térmica pode ser observada através
da Lei de Darcy para fluxo radial horizontal, que prova que o fluxo de fluidos no reservatório é
inversamente proporcional à viscosidade.
‫ݍ‬ൌെ
....∆
.
ೃ ೐ ೃ
(Equação 2.1)
ೢ
Onde:
q = vazão de óleo
k = permeabilidade absoluta da formação
h = espessura da formação
∆ = diferencial de pressão
= viscosidade do óleo
Re = raio externo
= raio do poço
2.3.1. Injeção de água quente
A injeção de água quente é usualmente menos efetiva que a injeção contínua de vapor por
causa do menor transporte de calor por unidade de massa (Lacerda, 2000). Além disso, a
saturação residual de óleo também é mais alta, mesmo para uma mesma temperatura devido ao
maior volume de vapor injetado em relação a água quente.
Acha-se que o vapor é mais efetivo que a água quente no deslocamento do óleo devido:
Ao diferencial extra de pressão resultante da viscosidade cinemática mais alta do vapor,
sendo este parâmetro definido como a relação entre a viscosidade e a densidade. Um similar
fluxo de massa de vapor resulta em maior velocidade de fluido e diferencial de pressão.
Uma baixa tendência do vapor em formar finger comparado com a água pois, devido a
diferença de densidade, o vapor não molha a rocha fluindo pelo centro dos poros, contrário do
que ocorre com a água.
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Capítulo II: Aspectos teóricos
Efeitos de destilação, os quais fazem com que as frações voláteis do óleo evaporem no
vapor e sejam carreadas com ele. Há, assim, algumas características do deslocamento miscível na
injeção de vapor.
2.3.2. Injeção cíclica de vapor
Este método foi descoberto por acidente pela Shell na Venezuela em 1959, quando se
produzia óleo pesado por injeção contínua de vapor. Durante a injeção ocorreu o breakthrough do
vapor e, para reduzir a pressão de vapor no reservatório, o poço injetor foi posto em produção
quando se observou a produção de óleo com vazões consideráveis. Este método também é
conhecido como estimulação por vapor, steam-soak, huff and puff.
Neste processo, o vapor é injetado no reservatório a vazões de ordem de 1000 bpd por um
período de alguns dias a semanas; o poço é então fechado por alguns dias (chamado período de
soaking) e depois colocado em produção como mostra o esquema da Figura 2.5.
O período de produção varia de alguns meses até dois anos. É um processo eficiente
principalmente nos primeiros ciclos, mas a cada ciclo, os picos de vazão vão diminuindo e
consequentemente a produção por ciclo. O fim do período de ciclos caracteriza-se pelo alcance da
ROV (razão óleo adicional/vapor injetado) limite (Queiroz, 2006).
Figura 2. 5. Injeção cíclica de vapor (modificado de Vidal, 2006).
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14
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Capítulo II: Aspectos teóricos
A principal vantagem da injeção cíclica de vapor é a antecipação rápida de produção.
Entretanto, a baixa recuperação de óleo, em torno dos 15%, constitui-se na sua maior
desvantagem devido o vapor aquecer apenas uma pequena região em torno do poço então, com os
ciclos seguintes e atuação na mesma região, menor volume de óleo é produzido.
2.3.3. Injeção Contínua de vapor
No processo de injeção contínua, o vapor é injetado em um ou mais poços chamados
poços injetores, e o óleo é empurrado para os poços produtores. Normalmente os poços são
distribuídos em malhas regulares, podendo ser five spot, seven spot ou nine spot.
Frequentemente os dois métodos de injeção de vapor são combinados e os poços são
produzidos por injeção cíclica antes de iniciar a injeção contínua. Quando se deseja produzir
óleos muito viscosos, a estimulação antes da injeção contínua é quase essencial para se obter
comunicação de fluxo entre os poços injetores e produtores. Em operações comerciais, a injeção
cíclica é frequentemente atrativa do ponto de vista econômico, porque permite produção rápida
de óleo, com consideráveis ROV.
A estimulação por vapor é frequentemente atrativa em curto prazo, recuperando
normalmente 15 a 20% do óleo in place de forma economicamente viável. O processo é atrativo
até o ciclo em que o óleo produzido não paga os custos de geração do vapor, ou seja, a ROV
torna-se muito baixa nestes ciclos. Um valor muitas vezes adotado pela indústria do petróleo é a
ROV 0,10. Quando atinge esse estágio é comum, em campos contendo óleo móvel, converter
esse processo de recuperação para injeção contínua de vapor.
A injeção contínua pode fornecer recuperações em torno de 50% do óleo in place.
Volumes de vapor são tradicionalmente medidos em termos de volume equivalente de água fria
(CWE).
Nem todo reservatório é candidato a receber injeção contínua de vapor, algumas
limitações de reservatório fazem com que esse processo não seja aplicado de forma adequada.
Reservatórios muito profundos são antieconômicos para estimulação convencional e injeção
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Capítulo II: Aspectos teóricos
contínua de vapor por causa das elevadas pressões de vapor e das correspondentes elevadas
temperaturas. As perdas de calor na linha de injeção e a quantidade de calor requerida para elevar
o reservatório para a temperatura do vapor exigem que um grande volume de vapor seja injetado.
Há um incremento nas perdas de calor pelo poço à medida que a profundidade do reservatório
aumenta. Outro fator importante é a excessiva perda de calor que ocorre do reservatório para as
camadas sub e sobrejacentes (underburden e overburden). A Figura 2.6 mostra o processo de
injeção de vapor, com as indicações de perda de calor durante todo o seu trajeto do gerador ao
reservatório.
Figura 2. 6. Perdas de calor no processo de injeção de vapor (modificado de Alvarado e Banzér,
2002).
Isolamento térmico pode ser usado para estender a profundidade prática máxima para a
injeção de vapor. Muitas pesquisas estão sendo realizadas na busca de aumentar o isolamento
térmico da linha de vapor, buscando que a maior quantidade de vapor e menos condensado
chegue ao reservatório.
Outro importante critério para uma injeção contínua com sucesso é que o reservatório
deve ser espesso, pelo menos 5 m de espessura, e preferivelmente mais espesso. A razão para isto
é que as perdas de calor para as camadas sub e sobrejacentes (overburden e underburden)
representam uma excessiva proporção do total de calor requerido para reservatórios pouco
espessos (Lacerda, 2000).
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Capítulo II: Aspectos teóricos
Normalmente, projetos de sucesso com injeção contínua de vapor estão em reservatórios
relativamente rasos e espessos – por exemplo, 300 a 600 m de profundidade e 30 m de espessura.
Estes reservatórios geralmente consistem em areias inconsolidadas ou fracamente consolidadas
com permeabilidade e porosidade razoavelmente elevadas, e alta saturação de óleo. Em alguns
casos, à medida que os campos submetidos à injeção contínua se depletam, injeta-se água para
recuperar parte do óleo remanescente. Nesta situação é ainda desejável estimular os produtores
periodicamente se a produção tender a cair com a redução da temperatura promovida pela injeção
de água.
Reservatórios muito rasos não são normalmente indicados para injeção contínua de vapor.
A razão para isso é que a pressão de vapor que pode ser utilizada deve ser mantida baixa para
evitar fraturamento da formação até a superfície. Com as limitações impostas pela pressão de
vapor, o óleo pode não se deslocar o suficiente para tornar a recuperação viável.
O uso de poços horizontais em lugar dos poços convencionais torna o uso do processo de
injeção contínua de vapor em reservatórios rasos mais prático. O maior contato do poço com o
reservatório permite que os óleos mais viscosos sejam produzidos a vazões consideráveis.
2.3.3.1.
Descrição do processo da injeção contínua de vapor
À medida que o vapor se movimenta através do reservatório entre o injetor e o produtor,
cria-se diversas regiões de diferentes temperaturas e saturações de fluidos, como mostrado na
Figura 2.7. As regiões são a zona de vapor, a de condensado quente, a de condensado frio, e a
zona de fluido do reservatório. A zona de condensado quente pode ser subdividida em um banco
de água quente e banco de solvente. Embora as divisões entre as zonas não sejam claras, elas
proveem uma maneira útil de descrever os vários processos ocorridos durante a injeção contínua
de vapor.
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Capítulo II: Aspectos teóricos
Figura 2. 7. Zonas formadas durante o processo de injeção de vapor (Navieira, 2007).
Um perfil típico de temperatura para uma injeção contínua de vapor é apresentada na
Figura 2.8, onde mostra uma transição gradual da temperatura do vapor no poço de injeção para a
temperatura do reservatório no poço produtor. À medida que o vapor entra no reservatório, forma
uma zona saturada de vapor em torno do poço. Esta zona, aproximadamente à temperatura do
vapor injetado, se expande à medida que mais vapor é injetado. À frente da zona saturada de
vapor (A), o vapor se condensa em água por causa da perda de calor para a formação e forma
uma zona de condensado quente (B,C). Empurrado pela injeção contínua de vapor, o condensado
quente transporta calor à frente da frente de vapor para dentro das regiões mais frias mais
distantes do injetor. Com o tempo, o condensado perde seu calor para a formação, e sua
temperatura se reduz para a temperatura inicial do reservatório.
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Capítulo II: Aspectos teóricos
Figura 2. 8. Perfis típicos de temperatura e saturação na injeção de vapor (Hong, 1994).
Onde:
A – Zona de vapor
B – Banco de solvente
C – Banco de Água quente
D – Banco de Óleo – Zona condensada fria
E – Zona de fluidos do reservatório
Tr – Temperatura do reservatório
Ts – Temperatura do vapor
Soi – Saturação de óleo inicial
Sor – Saturação de óleo residual
Por causa de diferentes mecanismos de deslocamento ativos em cada zona, as saturações
de óleo variam entre o injetor e o produtor (Figura 2.8). Os mecanismos ativos e a saturação
dependem principalmente das propriedades térmicas do óleo. Na zona de vapor (A), a saturação
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Capítulo II: Aspectos teóricos
de óleo atinge o seu mais baixo valor porque o óleo está sujeito às mais elevadas temperaturas. A
saturação residual de óleo atingida é independente da saturação inicial, mas depende da
temperatura e da composição do óleo. O óleo é movido da zona de vapor para a área de
condensado quente (B, C) por destilação (vaporização de porção de óleo) na temperatura do
vapor, criando um banco de solvente (B) de frações leves destiladas exatamente à frente da frente
de vapor. Gás é também removido do óleo nessa região.
Na zona de condensado quente, o banco de solvente (B) gerado pela zona de vapor extrai
óleo adicional da formação para formar uma fase óleo de deslocamento miscível. As altas
temperaturas nesta zona reduzem a viscosidade do óleo e o expandem para produzir saturações
mais baixas que aquelas encontradas em uma injeção convencional de água.
O óleo mobilizado é empurrado à frente pelo avanço das frentes de vapor (A) e da água
quente (C).
Ao mesmo tempo em que o vapor injetado se condensa e se resfria para a
temperatura do reservatório (na zona de condensado frio), um banco de óleo (D) se forma. Assim,
a saturação de óleo nesta zona é realmente mais elevada que a saturação inicial de óleo. O
deslocamento aqui é representativo de uma injeção de água. Finalmente, na zona de fluido do
reservatório (E), a temperatura e a saturação se aproximam das condições iniciais.
2.3.3.2.
Mecanismos de produção
Das regiões previamente discutidas, muitos mecanismos de recuperação estão
funcionando, todos com diferentes grau de importância. O mecanismo dominante em qualquer
injeção contínua de vapor depende do tipo de óleo. Por exemplo, a redução da viscosidade pode
ser o mecanismo mais importante na recuperação de óleos pesados, ao passo que a destilação por
vapor e a remoção do gás por arraste (gas stripping) podem contribuir mais para recuperar óleos
mais leves.
Os principais mecanismos para a recuperação de óleo por injeção contínua de vapor em
óleos pesados são:
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Capítulo II: Aspectos teóricos
Redução da viscosidade
Expansão térmica
Destilação do vapor
Gás em solução
Miscível
Cada mecanismo é discutido separadamente nas próximas sessões.
2.3.3.2.1. Redução da viscosidade
O decréscimo na viscosidade do óleo (µo) com o incremento da temperatura é o
mecanismo mais importante para recuperação de óleos pesados. À medida que a temperatura do
reservatório aumenta durante a injeção de vapor, a viscosidade do óleo decresce como visto na
Figura 2.4. A viscosidade da água (µw) também decresce, mas em um grau menor. O objetivo
principal do incremento da temperatura é melhorar a razão de mobilidade:
‫ܯ‬ൌ
.
.
(Equação 2.2)
onde são as permeabilidades efetivas à água e ao óleo, respectivamente.
Com óleos de mais baixa viscosidade, as eficiências de deslocamento e de varrido areal
são melhoradas. Assim, uma injeção de vapor recuperará mais óleo pesado que uma injeção
convencional de água porque, a elevadas temperaturas, o óleo pesado se comporta como um óleo
leve.
A mudança na viscosidade do óleo com a temperatura é normalmente reversível. Em
outras palavras, quando a temperatura decresce novamente, a viscosidade do óleo reverte
aproximadamente para o seu valor original.
Esta reversibilidade da mudança de viscosidade com a temperatura pode ser a causa da
formação do banco de óleo. Quando uma frente de vapor se move através de um reservatório, a
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Capítulo II: Aspectos teóricos
temperatura imediatamente à frente da frente de vapor aumenta, dessa forma reduzindo a
viscosidade do óleo. O óleo é prontamente deslocado dessa região de alta temperatura para uma
área onde a temperatura pode ser consideravelmente mais baixa. Nessa região de baixa
temperatura, a viscosidade do óleo aumenta novamente, assim retardando seu fluxo e,
consequentemente, uma grande quantidade de óleo se acumula como um banco. Este banco,
frequentemente observado na injeção contínua de vapor em reservatórios de óleos pesados, é
responsável pelas altas vazões de produção de óleo e baixa RAO (razão água/óleo) justamente
antes ou no tempo de breakthrough.
Há também outros efeitos que promovem a mobilidade do óleo. O primeiro destes efeitos
é devido ao melhoramento da razão de viscosidade óleo/água. Isto torna a água de percolação
capaz de arrastar o óleo a vazões maiores para os poços produtores, que resulta em uma depleção
mais efetiva na região invadida pela água para um dado volume de condensado (Lacerda, 2000).
Até mesmo após o aquecimento, a água ainda passa através do óleo por causa da razão de
mobilidade adversa. Contudo, há uma menor tendência para o vapor fazer isto. Provavelmente, na
maioria das circunstâncias de injeção contínua de vapor, a frente de condensação de vapor avança
numa forma estável (sem fingers) exceto quando está se movimentando para cima. Enquanto a
frente de condensação avança numa forma estável, o condensado é drenado através do óleo para
os poços produtores, frequentemente em fingers.
Este mecanismo remove volumes relativamente grandes de condensado e assim permite
mais condensação do vapor. Frequentemente o condensado que deve ser removido é maior em
volume que o do óleo produzido. Para aquecer um volume do reservatório para a temperatura do
vapor, mais de um volume de poros de vapor é requerido.
2.3.3.2.2. Expansão térmica
A expansão térmica, também é um importante mecanismo de recuperação na região de
água quente. À medida que o óleo se expande com o incremento da temperatura, a sua saturação
incrementa, tornando-se mais móvel. O montante da expansão depende da composição do óleo,
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Capítulo II: Aspectos teóricos
porque a expansão térmica é maior para o leve do que para o pesado, ou seja, a expansão térmica
é mais efetiva em recuperação de óleo leve que em pesado.
2.3.3.2.3. Destilação pelo vapor
A destilação pelo vapor, o principal mecanismo de recuperação na zona de vapor atrás da
frente de vapor, baixa o ponto de ebulição dos líquidos do reservatório da seguinte maneira: a
pressão do vapor total (PT) da mistura de óleo e água no reservatório é a soma das pressões de
vapor dos dois líquidos (Po + Pw). A mistura evaporará quando a pressão de vapor se igualar ou
exceder a pressão do sistema (Lacerda, 2000). A pressão de vapor total atinge a pressão do
sistema a uma mais baixa temperatura que qualquer uma das pressões de vapor individuais, como
ilustrado na Figura 2.9. A pressão de vapor do óleo na fase gás baixa o ponto de ebulição da água
porque se adiciona à pressão do vapor saturado para igualar ou exceder a pressão total do sistema.
Figura 2. 9. Pressão de vapor em função da temperatura (Willman et. al., 1961).
A destilação do vapor também causa a partição do óleo, chipping of oil, de poros não
interconectados como mostra a Figura 2.10. Este fenômeno redistribui parcialmente o óleo de um
poro não conectado para um poro conectado de forma que a possibilidade de deslocamento do
óleo cresce.
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Capítulo II: Aspectos teóricos
Figura 2. 10. Efeito da partição da injeção contínua de vapor em um sistema molhado pela água
(Hong, 1994).
Baixar o ponto de ebulição para óleos leves é tão eficiente quanto o efeito de partição para
os óleos pesados. O efeito da partição torna-se mais importante porque a baixa pressão de vapor
do óleo pesado proíbe a efetiva separação da fração leve.
Desde que o vapor preferencialmente destila as frações leves primeiro, o óleo produzido
imediatamente antes do irrompimento do vapor será mais leve que o óleo produzido depois. A
recuperação por destilação por vapor é maior para óleos leves porque contêm mais componentes
destiláveis.
Atrás da frente de vapor ocorre a remoção por arraste de gás “gás stripping”. Agindo
como um gás carreador, o vapor remove seletivamente as frações leves do líquido.
Uma grande porção da fração leve do óleo destilada por vapor é carreada através das
zonas de vapor e de água quente para uma região mais fria. Nesta região mais fria, a fração de
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Capítulo II: Aspectos teóricos
óleo leve e o vapor carreador se condensam. Esta condensação é um importante mecanismo de
recuperação de óleo na região de água quente à frente da frente de vapor.
Quando o vapor se condensa, a água quente resultante – sendo mais viscosa que o vapor reduz a formação de fingering de vapor. O condensado de vapor, fluindo com o óleo, forma o
empuxo de água quente.
A fração leve do óleo condensa, mistura-se com o óleo in place e o dilui, assim reduzindo
a densidade total do óleo e a sua viscosidade. À medida que a frente de vapor empurra mais em
direção dos produtores, mais frações leves são condensadas e assim se acumula a frente da frente
do vapor. Consequentemente, o banco de óleo leve agindo como um solvente cresce em tamanho
à medida que se move através da formação, como mostra a Figura 2.11. O resultado é um
deslocamento miscível da fase óleo. A recuperação incrementada de óleo devido a este
deslocamento miscível foi estimada por Willman et, al.(1961), onde obteve para alguns óleos
pesados resultados da ordem de 3 a 5% do OOIP. Até recuperações mais elevadas podem ser
obtidas dependendo da composição do óleo e do montante OOIP.
Figura 2. 11. Geração de solvente no reservatório pela injeção contínua de vapor (Hong, 1994).
A diluição e a extração de óleo na região de água quente têm dois efeitos importantes: a
viscosidade do óleo e a saturação residual de óleo decrescem. A porcentagem das frações pesadas
do óleo residual no banco de água quente (condensado) decresce desde que este óleo residual seja
destilado com o tempo pelo vapor.
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Capítulo II: Aspectos teóricos
2.3.3.2.4. Mecanismo do gás em solução
O mecanismo de gás em solução, também encontrado na de injeção de água quente, é um
processo de conversão de calor em energia mecânica para deslocar o óleo. Como a temperatura à
frente da frente de vapor aumenta, gases dissolvidos se tornam menos solúveis e se liberam da
mistura líquida. Estes gases liberados se expandem, proporcionando uma força de arraste o qual
desloca o óleo e, consequentemente, aumenta a sua recuperação.
Em reservatórios portadores de CO2 ou óleos que o contém dissolvido em sua
composição, esse gás pode ajudar na recuperação através do mecanismo de gás em solução. Este
mecanismo pode ser muito importante na injeção de vapor, para promover o aumento da
produção, em reservatórios onde existam grandes quantidades de CO2.
2.3.3.3.
Distribuição da temperatura na injeção contínua de vapor
A Figura 2.12 mostra de uma maneira idealizada um conceito de distribuição de
temperatura em torno do poço injetor de vapor, onde TS representa a temperatura do vapor
injetado e TR a temperatura inicial do reservatório. A temperatura nas vizinhanças do poço é
quase igual à temperatura do vapor. Esta temperatura prevalece até o ponto onde o último vapor
se condensa.
Além da frente de condensação há uma zona de água quente na qual a temperatura cai. O
gradiente de temperatura exatamente à frente da frente pode ser relativamente abrupto ou mais
suave, dependendo das condições.
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Capítulo II: Aspectos teóricos
Figura 2. 12. Distribuição hipotética da temperatura, das saturações e da pressão, em uma injeção
contínua de vapor (Butler, 1991).
Grande parte do calor introduzido com o vapor é perdido para as camadas sub e
sobrejacentes por condução térmica.
Na situação mostrada na Figura 2.12, é considerado que a zona quente atinge as camadas
sub e sobrejacente. Na prática, é possível que possam existir condições nas quais a zona de vapor
não se estenda para os limites inferior e superior do reservatório (Lacerda, 2000).
Uma situação particularmente comum e importante é aquela onde a zona de vapor sobe,
devido os efeitos da gravidade para o topo do reservatório, porém se estende por somente parte
do caminho ao poço produtor na base. Sob esta condição, o óleo abaixo da zona de vapor está
sendo aquecido, mas é produzido lentamente. É um desafio da Engenharia de Reservatórios
projetar sistemas pelos quais a espessura máxima disponível do reservatório seja produzida com o
objetivo de minimizar as perdas de calor para as áreas das camadas sub e principalmente
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
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Capítulo II: Aspectos teóricos
sobrejacentes, aproveitando melhor a energia térmica no reservatório, aumentando a eficiência do
processo.
Em alguns casos, à medida que o tempo passa a zona de vapor se expande e a área que
está sendo aquecida acima e abaixo cresce. Como resultado, as perdas de calor também crescem e
uma menor porção do calor do vapor injetado é útil no aquecimento da zona de óleo do
reservatório. As perdas de calor incrementam até o ponto onde o crescimento areal torna-se
limitado pela interferência com as malhas vizinhas.
O espaçamento entre injetores e produtores é um fator importante em determinar a
utilização do calor. Grandes espaçamentos resultam em grandes áreas de camadas sub e
sobrejacentes, devendo o aquecimento ser mantido por um período de tempo maior. Para um
dado fluxo, toma mais tempo drenar o óleo entre o injetor e o produtor se o espaçamento é maior.
Por outro lado, menores espaçamentos implicam em maior densidade de poços na área, o que
acarreta em maiores custos. Neste caso é de fundamental importância um Estudo de Viabilidade
Técnico-Econômica (EVTE) para avaliar a distância ótima entre poços que apresente maior
retorno financeiro.
O projeto de uma injeção contínua de vapor envolve um balanço econômico entre a
eficiência térmica de espaçamentos menores e os menores investimentos requeridos para uma
menor quantidade de poços envolvidos em malhas com espaçamento maiores.
2.3.3.4.
Segregação gravitacional do vapor
A maior diferença entre uma situação prática e a Figura 2.12 é que a diferença na
densidade entre o vapor e os líquidos no reservatório causa a segregação gravitacional do vapor,
isto é, o vapor flui pelo topo do reservatório, como mostra a Figura 2.13. Com o tempo, o vapor
irrompe nos poços de produção.
A região superior varrida pelo vapor tem uma mais baixa saturação residual de óleo que a
região inferior invadida pela água
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Capítulo II: Aspectos teóricos
Figura 2. 13. Segregação gravitacional do vapor (Butler, 1991).
Um esforço significante está sendo feito atualmente para desenvolver aditivos para o
vapor, que irão restringir seu fluxo dentro do reservatório e, portanto, incrementando a queda de
pressão e causando uma mais rápida introdução do vapor na parte inferior do reservatório, ou
seja, a zona onde atua a água quente. Uma abordagem popular é a adição de materiais
surfactantes ao vapor, o qual causa a formação de espuma dentro desta zona. Para materiais
espumantes serem efetivos, é necessário que sejam quimicamente estáveis na temperatura do
vapor e que seus custos sejam baixos o suficiente para que justifiquem o seu emprego como
aditivo. Aditivos de espuma podem também reduzir o desvio do vapor através das camadas de
alta permeabilidade em reservatórios heterogêneos.
2.3.3.5.
Irrompimento do vapor no poço produtor – breakthrough
A chegada do fluido deslocante ao poço produtor é denominada irrompimento
(breakthrough). Para deslocamento tipo pistão, isto significa o fim do processo. Contudo, na
realidade, mais óleo misturado com o fluido deslocante é frequentemente produzido durante
muito tempo após o irrompimento. Com óleos muito pesados, quase toda a sua produção ocorre
após o irrompimento, pois, em processos de injeção de vapor, contém uma preponderância de se
produzir água inicialmente.
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
29
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2.3.3.6.
Capítulo II: Aspectos teóricos
Injetividade
A vazão na qual o vapor pode ser injetado no reservatório é de grande importância. A
economicidade de um projeto de injeção contínua de vapor é grandemente dependente das vazões
nas quais o vapor é injetado e o óleo é recuperado. Vazões baixas de injeção implicam em vazões
lentas de produção e baixos fluxos de caixa. Outro fator importante é que, a eficiência térmica da
injeção contínua de vapor, é determinada fortemente pela vazão com o qual pode ser conduzida.
O grande desafio é encontrar uma vazão adequada que acelere a produção de óleo, obtendo
retorno financeiro mais rápido, mas que apresente menor perda de calor possível, significando
que maior quantidade de calor está sendo utilizado para o aquecimento do reservatório e não
perdido para a formação sobrejacente, principalmente.
A vazão na qual a injeção pode ser obtida no reservatório é abordada pela consideração de
fluxo estacionário entre os poços injetores e os produtores, para várias geometrias, assumindo que
o fluido injetado tem as mesmas propriedades do óleo deslocado. No início do processo esta é
uma representação razoável, desde que o óleo seja a única fase móvel. Assumindo que o fluido
injetado é mais móvel em relação ao fluido deslocado, pode-se esperar uma melhora na
injetividade à medida que o deslocamento prossegue. Obtém-se vantagem dessa injetividade
melhorada pelo acréscimo de pressão da vazão de injeção para uma dada pressão de injeção ou
por permitir a pressão cair para uma dada vazão de injeção (Lacerda, 2000).
Quando o vapor é injetado, o volume deslocado está relacionado ao volume de vapor
injetado e às propriedades térmicas dos fluidos e do material do reservatório. A quantidade de
vapor requerida para deslocar uma unidade de volume de óleo é determinada pelo balanço de
energia. É suficiente observar que o volume de vapor (medido como volume de água líquida
equivalente) injetado é normalmente igual à diversas vezes o volume de óleo deslocado. Desde
que há normalmente pouca resistência ao fluxo do vapor na câmara de vapor ou ao fluxo de água
através do óleo deslocado, pode-se esperar que a injetividade para o vapor seja
consideravelmente maior que a calculada para o fluxo simples de óleo. Uma aproximação
razoável é multiplicar a injetividade calculada pela razão vapor-óleo e por um fator em torno de
1,5 para levar em conta o incremento efetivo do raio do poço injetor devido ao aquecimento.
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30
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2.3.3.7.
Capítulo II: Aspectos teóricos
Fingering
No processo de deslocamento mostrado na Figura 2.12, a água condensada flui mais
rapidamente que o óleo para os poços de produção porque é menos viscosa que o óleo que está
deslocando. Frequentemente a água flui como veios finos, fingers, através do óleo. O modelo de
fluxo pode ser visualizado como óleo e água fluindo lado a lado por caminhos de fluxo
separados, com a velocidade da água sendo muito maior que a do óleo. Assim, ao contrário do
óleo puro, uma mistura contendo quantidades substanciais de água é produzida. O “fingering” de
água através do óleo pode também ser promovido pelas heterogeneidades dentro do reservatório,
incluindo aquelas criadas por fraturamento que resultam da injeção de vapor a pressões acima da
tensão mínima. A passagem da água deve ocorrer se o vapor é continuamente injetado para suprir
calor para o reservatório. Se a remoção do condensado não é possível com o diferencial de
pressão disponível, então o processo será atenuado grandemente (Lacerda, 2000).
2.3.4. Injeção combinada de vapor com um fluido alternativo
A fim de conseguir uma maior recuperação de óleo e reduzir os custos de injeção, nos
últimos anos a injeção de fluidos alternativos ao vapor tem sido combinada de modo simultâneo,
alternados ou após. Os fluidos mais utilizados como fluido alternativo ao vapor é o dióxido de
carbono, o gás natural, nitrogênio, solventes e água.
2.3.4.1.
Injeção de gás imiscível
Os processos de injeção de gás podem ser divididos como miscíveis ou imiscíveis, sendo
mais eficazes quando o gás é injetado quase ou totalmente miscível com o óleo no reservatório. A
injeção de gases imiscíveis aumenta a recuperação de óleo aumentando o número capilar devido
aos relativamente baixos valores de tensão interfacial entre o petróleo e o gás injetado. Na injeção
miscível, o incremento na recuperação do óleo é obtido por um dos três mecanismos: o
deslocamento de óleo por solvente através da geração de miscibilidade (ou seja, zero de tensão
interfacial entre óleo e solvente), sua expansão e diminuição de sua viscosidade.
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31
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Capítulo II: Aspectos teóricos
A injeção imiscível de gás funciona basicamente como recuperação secundária, onde
consiste na injeção do fluido a fim de aumentar a pressão no reservatório e estimular a saída de
petróleo. Por processo mecânico, o óleo é deslocado para fora dos poros. Não há miscibilidade
entre o fluido injetado e o óleo viscoso. A Figura 2.14 ilustra a injeção de gás imiscível no
reservatório, onde objetiva deslocar o óleo ao poço produtor mecanicamente.
Figura 2. 14. Injeção de gás imiscível (Modificado de Bressan, 2008).
A injeção imiscível de gás ocorre em reservatórios onde suas características não são
favoráveis a ocorrência da miscibilidade como baixa pressão e presença de óleos viscosos.
2.3.4.2.
Injeção de Vapor seguida por Água
A primeira conversão de injeção de vapor para injeção de água foi realizada em projetos
da Chevron no campo de Kern River, onde observaram que a baixa produção de óleo após a
mudança para injeção de água, não compensou os custos relativos a esse método.
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Capítulo II: Aspectos teóricos
Uma análise mais aprofundada dessas pesquisas, no entanto, mostrou que na maioria dos
casos, a conversão para injeção de água foi realizada no fim do projeto (10 anos ou mais injeção
de vapor antes da conversão), onde as baixas vazões de óleo não justificam quaisquer mudanças
operacionais. Em outras situações que envolvem esse método onde a troca de fluidos se deu no
início da vida do projeto, muitos benefícios têm sido alcançados. A mudança, nestes casos,
resultou na extensão do tempo de projeto, além de melhorar a viabilidade econômica em relação
à utilização apenas do vapor (Hong, 1994).
2.3.4.2.1. Justificativa para conversão de injeção de vapor para injeção de água
Com o amadurecimento da injeção de vapor, as vazões de produção de óleo começam a
diminuir e a razão óleo-vapor (ROV) torna-se baixa. Então, torna-se necessário decidir a
continuidade do processo de injeção de vapor no reservatório. A baixa ROV geralmente dá sinais
de que uma grande quantidade de calor está sendo perdida para as formações adjacentes, ou seja,
perdas de energia térmica. Após o breakthrough, parte do vapor injetado é produzido, e a energia
térmica entra em um processo cíclico no reservatório, não sendo aproveitada para o aquecimento
do reservatório e, consequentemente, torna-se menos eficiente na produção de óleo. Se a injeção
de vapor é continuada até o fim do projeto, o calor contido na rocha e nos fluidos seria
desperdiçado. Assim, deve-se encontrar uma forma de utilizar este calor para o funcionamento
ideal de um projeto de injeção de vapor.
Uma injeção de gás ou de água pode ser usada para recuperar o calor armazenado na
rocha, no entanto, a injeção de água é a melhor opção porque a água é menos onerosa e tem uma
maior capacidade calorífica do que o gás. A conversão de injeção de vapor para injeção de água
pode apresentar as seguintes vantagens:
Prolonga a vida econômica de um projeto de injeção de vapor;
Geradores: reduz o consumo de combustível e permite que o vapor possa ser usado em
outros projetos de expansão;
Resaturação da zona de vapor com água em estado líquido;
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Capítulo II: Aspectos teóricos
Redistribuição do calor no reservatório, permitindo a produção de óleo adicional das zonas
normalmente ignoradas pelo vapor injetado.
Com o resfriamento do reservatório após a injeção de vapor ser interrompida para a troca
de fluido, o vapor se condensa, criando grandes espaços vazios no reservatório. Se gases não
condensáveis ou água não for injetado para ocupar esses espaços vazios, os fluidos que foram
deslocados pelo vapor se redistribuem na área invadida por este fluido e reocupa áreas já varridas
pelo vapor, ocorrendo uma resaturação. Este efeito indesejável pode ser evitado se os projetos
forem convertidos em injeção de água (Hong, 1994).
Em reservatórios de alta permeabilidade e de baixa pressão, o vapor injetado
preferencialmente move-se ao longo do topo do reservatório. Mesmo após vários anos de injeção
de vapor, uma grande parte do reservatório, especialmente nas zonas mais baixas, permanece não
aquecida. Considerando que a zona invadida pelo vapor tem uma baixa saturação de óleo
residual, pois o vapor efetivamente produziu esse óleo, as partes mais baixas que não foram
atingidas pelo vapor têm saturação de óleo relativamente alta. Este óleo pode ser deslocado de
forma eficiente somente através da entrega de calor para as partes inferiores do reservatório, e a
conversão para injeção de água pode auxiliar na produção dessa área do reservatório.
Na teoria, a água injetada preferencialmente entra na zona de vapor porque esta zona
fornece o caminho de menor resistência ao fluxo. Nesta área, o fluido injetado é aquecido em
função da troca de calor. Devido à água líquida ter uma densidade superior ao vapor e ao óleo,
flui para as partes inferiores do reservatório. O resultado é uma injeção de água quente no
reservatório, nas áreas relativamente não invadidas pelo vapor. Em alguns casos, pode-se
continuar a injeção de vapor na parte superior do reservatório, de forma que a água quente o
desloca, produzindo o óleo da área não atingida inicialmente pelo vapor.
A produção acumulada líquida pode ser um bom indicativo para analisar o tempo de
mudança operacional, pois o seu declínio é um indício de que o óleo produzido não paga os
custos da injeção de vapor. Com a injeção de água, o consumo de combustível é
significativamente reduzido indicando que se podem ter altos valores de produção acumulada
líquida, desde que a conversão não seja feita tarde demais. Após a modificação para injeção de
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Capítulo II: Aspectos teóricos
água, alguns poços produtores, se necessário, podem ser convertidos para injetores de vapor para
estimulação através de injeção cíclica.
Durante a fase final de um projeto de injeção de vapor, a água produzida possui
temperatura elevada. Esta água é uma valiosa fonte de calor: tratada adequadamente pode ser
reinjetada no reservatório ou utilizada como água de alimentação do gerador para produzir vapor.
Atualmente já se utiliza a água produzida para reinjeção no reservatório (Hong, 1994).
2.3.4.2.2. Tempo ótimo para a conversão de injeção de vapor para injeção de água
Para o método obter sucesso econômico, é fundamental conhecer o tempo ótimo para
converter uma injeção de vapor numa injeção de água. Se essa mudança for muito cedo, o
reservatório não é suficientemente aquecido para produzir o máximo de óleo recuperável, não
aproveitando o máximo potencial da injeção de vapor. Se a conversão for tarde demais, uma
grande quantidade de calor é perdida no reservatório sendo então desperdiçado. Para cada tipo de
reservatório, deve haver um tempo ótimo de conversão que maximize a produção e a
rentabilidade do projeto. Isto pode ser determinado através da realização de uma análise técnico
econômica para a injeção de água após o vapor, analisando diferentes tempos de conversão. Um
simulador térmico pode ser utilizado para a previsão de produção para as diversas condições do
vapor e água injetada.
Um procedimento para determinar o momento ótimo de conversão está mostrado na
Figura 2.15, aplicado à região de Kern River (Hong, 1994). Consistiu em comparar volumes
acumulados líquidos de óleo, de um representativo projeto seven spot invertido, de 25000 m²,
para quatro cenários operacionais diferentes: conversão após 3, 5, 8 anos e nenhuma conversão
(todo vapor). Observa-se que o projeto de injeção contínua de vapor, depois de 9 anos, consome
mais óleo como combustível do que o volume produzido nesse período. A comparação dos três
cenários de conversão mostra que a conversão após cinco anos de injeção de vapor produz uma
maior produção acumulada líquida e, portanto, é o ideal.
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Capítulo II: Aspectos teóricos
Figura 2. 15. Produção acumulada líquida de óleo versus tempo – diferentes conversões
(modificado de Hong, 1994).
Na prática, o projeto foi convertido após sete anos de injeção de vapor e produziu
resultados semelhantes ao mostrado para a conversão após oito anos. Embora os resultados não
sejam muito diferentes daquele para o caso ideal, deve-se notar que os geradores de vapor usados
para este projeto poderiam ter sido liberados para uso em outras áreas dois anos antes, sem
nenhuma perda na produção acumulada líquida de óleo.
2.3.4.2.3. Injeção de água após o vapor
Depois de determinar o momento ideal para converter uma injeção de vapor em uma
injeção de água, o engenheiro responsável precisa saber a temperatura e a vazão de injeção de
água a ser usada. Estes são os dois parâmetros operacionais principais a serem considerados
quando se elabora um projeto deste tipo. Seus valores devem ser escolhidos para maximizar o
retorno econômico da operação do projeto.
Hong em 1987 realizou um estudo de simulação numérica para determinar a temperatura
e a vazão de injeção de água ideal a ser inserido no reservatório após o vapor, para um típico
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Capítulo II: Aspectos teóricos
reservatório de óleo pesado. O estudo mostrou que a melhor estratégia é usar a água, e injetá-la
numa vazão três vezes maior que a vazão de vapor utilizada durante seu período de injeção.
Estes resultados foram obtidos usando o mesmo procedimento empregado para determinar
o tempo ótimo de conversão (Hong, 1987). Três diferentes temperaturas de água (entre 60 e 214
°C) e três vazões de injeção diferentes (entre um e três vezes a vazão de vapor) foram
consideradas, resultando em um total de nove casos. Em todos os casos, a conversão de injeção
de vapor para injeção de água foi feito após seis anos de injeção contínua de vapor, de 40% de
qualidade e vazão 360 bbl/dia, em um five spot invertido de 10000 m².
A comparação entre as produções acumuladas líquida em função do tempo, durante o
período de injeção de água para diferentes cenários mostrou que é benéfico injetar água a taxas
mais elevadas no início. Em relação à temperatura da água, quanto mais baixa maior o benefício.
A Figura 2.16 combina as curvas de produção acumulada líquida de óleo para
temperaturas diferentes de água, mantendo a vazão de injeção de água fixa de três vezes a do
vapor. Como pode ser observado, o uso de água sem aquecimento claramente produz uma maior
produção acumulada líquida de óleo em relação às outras temperaturas consideradas. Isso ocorre
porque a produção de óleo não é muito sensível à temperatura da água injetada e, quando a água
não é aquecida, o óleo produzido é acrescentado ao resultado líquido (o aquecimento da água
requer equipamentos que consumam combustível para elevar sua temperatura). A Figura 2.16
também mostra que se a alternativa escolhida fosse a de usar água a 417 °F acarretaria em um
resultado líquido negativo, pois está sendo consumido mais óleo para aquecimento do que o
volume produzido pela malha considerada.
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Capítulo II: Aspectos teóricos
Figura 2. 16. Produção acumulada líquida de óleo versus tempo – diferentes temperaturas da água
(modificado de Hong, 1994).
A melhor estratégia é, portanto, a utilização de água não aquecida (140 ° F) e injetar três
vezes a vazão de vapor (Hong, 1994). Esta recomendação, no entanto, só se aplica aos
reservatórios com características semelhantes ao modelo estudado. A análise é apresentada aqui
apenas para demonstrar um procedimento para determinar os parâmetros de operação ótimos de
reservatórios específicos.
2.3.4.3.
Método de injeção alternada de vapor e água (WASP)
Uma variação do processo de injeção de água após o vapor envolve a injeção desses
fluidos de forma alternada por mais de um ciclo durante a vida de um projeto de injeção de vapor.
Como acontece com qualquer método de EOR, o WASP funciona bem em reservatórios
cuidadosamente selecionados para a aplicação e amplamente monitorados após a implementação.
O processo de água alternando vapor (WASP) é análogo ao WAG (água alternando gás).
O WAG consiste na injeção alternada de um gás e água, onde dois fluidos com densidades
diferentes são injetados alternadamente por mais de um ciclo. Este método de injeção visa reduzir
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Capítulo II: Aspectos teóricos
a segregação gravitacional e as tendências de canalização do gás, melhorando assim o varrido
vertical do reservatório. A principal diferença entre o WASP e WAG é que a fase gasosa no
WASP é injetada a uma temperatura muito maior do que a fase líquida (Hong, 1994).
A Figura 2.17 ilustra esquematicamente como o WASP pode funcionar em comparação
com o processo de injeção contínua de vapor. Com a segregação gravitacional, o vapor migra
para o topo da formação acarretando no seu irrompimento prematuro no poço produtor. O
WASP, por outro lado, elimina essa irrupção prematura do vapor porque a água injetada causa o
colapso da zona de vapor, enquanto tende a migrar para a base do reservatório.
A nível microscópico, quando a água é injetada no reservatório após o vapor, o óleo se
desloca no meio poroso pela área não aquecida, ignorando-a, provocando o colapso da zona de
vapor. Após a conversão de volta para a injeção de vapor, este óleo é deslocado à frente dos
fluidos injetados. Assim, a repetida injeção de vapor e de água leva a um melhor varrido vertical
do reservatório quando comparado com a injeção contínua de vapor.
Figura 2. 17. Comparativo de varrido vertical entre o WASP e injeção de vapor (Navieira, 2007).
Outros benefícios proporcionados pelo WASP são:
Redução da canalização do vapor;
Redução do consumo de combustível pelos geradores;
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Capítulo II: Aspectos teóricos
Reduz as perdas de calor;
Aceleração da produção e aumento da recuperação final;
Fornece uma boa indicação do melhor momento para implementar uma injeção contínua de
água, se desejado, após o WASP.
O 2° e o 3° benefício acima são possíveis porque, utilizando o WASP, o vapor é injetado
por apenas metade do tempo necessário para uma injeção contínua de vapor.
Objetivando-se aumentar a eficiência térmica do vapor e reduzir seus custos, outro
método de injeção alternada de vapor é o NASP (no-injection alternating steam process) que
consiste na injeção intermitente deste fluido. O grande desafio para esse método é otimizar o
tempo de injeção de vapor e o tempo sem a injeção para obter o maior fator de recuperação
possível com um mínimo de vapor gasto.
2.4.
Análise econômica de projetos
A Engenharia Econômica utiliza um conjunto de métodos e técnicas para a quantificação
e avaliação dos riscos financeiros envolvidos nos projetos e fornece indicadores para uma
comparação consistente entre opções de investimentos tecnicamente viáveis. A utilização destas
técnicas permite determinar a atratividade de cada alternativa, auxiliando as empresas a escolher
as melhores oportunidades financeiras.
A avaliação da viabilidade técnica e econômica de um projeto de recuperação avançada de
petróleo é fundamental para a maximização de lucros e a minimização de riscos do projeto. De
fato, após a realização de uma seleção de métodos de recuperação avançada candidatos para um
reservatório específico, do ponto de vista da engenharia, deve-se proceder uma análise econômica
para indicar o melhor método entre aqueles previamente escolhidos. A decisão por uma
alternativa errada pode levar a lucros menores do que se estivesse escolhido outro método e em
caso de uma má opção, conduzir a grandes prejuízos financeiros.
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Capítulo II: Aspectos teóricos
2.4.1. Alternativas e decisões
Alternativas são os vários cursos que uma ação pode tomar para alcançar objetivos. Entre
os vários objetivos a serem alcançados existem os de benefícios tangíveis e intangíveis. Os
benefícios tangíveis são aqueles que podem ser expressos em valores econômicos com relativa
facilidade, visto que seguem um raciocínio simples e lógico em que todas as variáveis são
determinadas com simplicidade. Já os benefícios intangíveis são aqueles que não podem ser
expressos em termos econômicos com relativa facilidade, visto suas determinações serem
subjetivas e que necessitam embasamentos bem estruturados para não serem refutados
(Hirschfeld, 2000).
Em grande parte dos casos, um empreendimento se compõe de benefícios tangíveis e de
benefícios intangíveis os quais são todos analisados por ocasião do estudo de uma viabilidade de
um empreendimento. Alguns conceitos são fundamentais, quando se trata da análise de
viabilidade de projetos:
Estudo de viabilidade de um empreendimento é o exame de um projeto a ser executado a
fim de verificar sua justificativa, tomando-se em consideração os aspectos jurídicos,
administrativos, comerciais, técnicos e financeiros.
Alternativa econômica é a avaliação em termos econômicos de uma das concepções
planejadas. Se existirem várias alternativas econômicas é necessário haver uma classificação
destas de acordo com algum critério econômico.
Decisão é a alocação de recursos a uma das alternativas econômicas, possibilitando sua
execução. É necessário tomar-se muito cuidado no julgamento das alternativas econômicas, pois
a alocação de recursos inicial em processo de execução, o qual, na maior parte das vezes, é
irreversível. A alternativa julgada mais conveniente necessita estar lastreada em bases seguras
para não se incorrer em erros irreparáveis que o tempo se encarregará de demonstrar.
Risco é a probabilidade de obter resultados insatisfatórios mediante uma decisão. Existem
decisões que são completamente subjetivas e os riscos nelas contidos podem ser enormes.
Entretanto, muitas decisões que, aparentemente dependem de fatores subjetivos, podem ser
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Capítulo II: Aspectos teóricos
equacionalizadas por meio de técnicas adequadas, de forma a serem visualizadas alternativas
econômicas que auxiliarão fortemente as tomadas de decisões isentas, em grande parte, de fatores
pessoais.
O levantamento destas posições econômicas ao longo do tempo chama-se fluxo de caixa
onde com estes pode-se examinar, de forma mais clara, tais situações econômicas naqueles
instantes: presente, futuro e após cada um dos períodos intermediários adequados entre estas duas
situações extremas.
Para poder tomar decisões de investimento, deve-se analisar se os ativos terão condições
de oferecer o desempenho desejado pelos investidores. Portanto, é preciso adotar critérios para
analisar o desempenho futuro projetado (esperado) do projeto. Obviamente, uma análise, para ser
eficaz, deve estar fundamentada em projeções corretas. Critérios adequados devem permitir ao
analista aceitar ou rejeitar, comparar e classificar os diversos ativos sob análise (Hirschfeld,
2000). Os critérios mais utilizados são:
Métodos do Valor Presente Líquido (VPL)
Método da Taxa Interna de Retorno (TIR)
Payback descontado
Índice de Lucratividade Líquida (ILL)
Quando se deseja investir uma quantia, comparam-se, geralmente, os prováveis
dividendos que serão proporcionados por este investimento com os outros investimentos
disponíveis. A taxa de juros que o dinheiro investido irá proporcionar, via de regra, deverá ser
superior a uma taxa prefixada com a qual, faz-se a comparação. Normalmente deve-se observar a
rentabilidade gerada por investimentos em poupança, renda fixa que são investimentos
relativamente sem risco.
Tal taxa de juros comparativa prefixada é chamada de taxa mínima de atratividade
(TMA). Pode ser chamada também de taxa de expectativa, taxa de equivalência entre outros.
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Capítulo II: Aspectos teóricos
A diferença de valores entre duas taxas de juros provindas de alternativas econômicas
diferentes de investimentos constitui, para a alternativa aceita, uma taxa de juros chamada custo
de oportunidade. É importante ter em mente que, entre duas alternativas de investimentos, com
possibilidades de rendimentos diferentes, nem sempre se escolhe aquela que dá a maior taxa de
juros. Isto se prende a análise de risco no qual as alternativas de investimentos estão sujeitos.
2.4.1.1.
Valor Presente Líquido – VPL
O critério do valor presente líquido (VPL) é o mais utilizado em análises de
investimentos. Entretanto, não existem critérios melhores que outros. Diferentes critérios medem
diferentes aspectos de um projeto. Nesse contexto, o VPL mede o lucro em termos absolutos. Os
profissionais na área de finanças adotam esse critério com mais frequência devido à fácil
interpretação dos resultados (Filho et, al., 2006).
O método de valor presente líquido também chamado Método do Valor Atual Líquido,
tem como finalidade determinar um valor no instante considerado inicial, a partir de um fluxo de
caixa formado de uma série de receitas e dispêndios, que represente o ganho absoluto do ativo.
Em virtude de se usar frequentemente a expressão desconto ou valor descontado em uma
operação onde se determina o valor presente líquido, a taxa mínima de atratividade envolvida
recebe, muitas vezes, o nome de taxa de desconto.
Ao analisar-se um fluxo de caixa referente à determinada alternativa j, tem-se vários
valores envolvidos, ora como receitas, ora com dispêndios. A somatória algébrica de todos os
valores envolvidos nos n períodos considerados, reduzidos ao instante considerado inicial ou
instante zero e sendo i a taxa de desconto, se chama valor presente líquido.
Valor presente líquido de um fluxo de caixa de uma alternativa j é, portanto, a somatória
algébrica dos vários valores presentes Ft. envolvidos neste fluxo de caixa (Hirschfeld, 2000).
Logo:
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௝ ∑ே
௧ୀଵ
ி೟
ሺଵା௜ሻ೟
Capítulo II: Aspectos teóricos
௢
(Equação 2.3)
onde:
= valor presente líquido de um fluxo de caixa de alternativa j.
Ft. = cada um dos diversos valores envolvidos no fluxo de caixa e que ocorrem em t. É definido
como a diferença entre a receita gerada e os dispêndios do período t.
i = Taxa Mínima de Atratividade (TMA) ou ainda, neste caso, taxa de desconto.
Io = Investimento inicial do projeto.
Portanto, basta calcular o valor presente de todos os fluxos de caixa – no sentido de séries
de valores – que seguem à data zero.
O critério decisório diz que um projeto só deve ser realizado se o seu VPL for nulo ou
positivo, jamais se for negativo (Hirschfeld, 2000).
Para calcular o VPL, primeiro é preciso determinar a taxa de desconto adequada, ou seja,
a taxa mínima de rentabilidade que o projeto deve ter para que seja considerado rentável. Uma
forma de indicar o cálculo do VPL a uma taxa de desconto k é VPL (k). Portanto, se VPL (k) = 0,
o projeto remunera exatamente a taxa k. Se VPL (k) = R, sendo R > 0, pode-se dizer que o
projeto, além de conseguir remunerar a taxa exigida, consegue criar uma riqueza no valor de R.
Mas se VPL(k) for negativo, pode-se dizer que, além de não conseguir atingir a rentabilidade k
exigida, o projeto não gera riqueza.
O VPL é um critério internacionalmente aceito pelos profissionais de finanças. É
conceitualmente correto e, em conjuntura com outros critérios, leva a decisões financeiras
adequadas. Mas isso não impede que outros critérios venham a complementá-lo, fornecendo
informações adicionais sobre o projeto.
2.4.1.1.1. Vantagens
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Capítulo II: Aspectos teóricos
A principal vantagem é determinar o valor que é criado ou perdido quando se decide
realizar um projeto. Outra vantagem é que o VPL pode ser calculado para diversas taxas mínimas
de atratividade, para se fazer uma análise de sensibilidade em função de possíveis alterações nas
taxas. Esse é o critério mais usado pelo mercado de capitais. Pode-se usar o VPL para classificar
investimentos. Assim, se VPL de A > VPL de B, isso significa que A é melhor do que B. Outra
vantagem é que, como o VPL mede sempre os valores atuais, pode-se adicionar ou subtrair
VPL’s. Em resumo, pode-se dizer que o VPL é certamente um dos melhores critérios.
2.4.1.1.2. Desvantagens
Como em todos os demais critérios, o VPL exige que o fluxo de caixa futuro seja
estimado. Exige também que a taxa a ser usada para cálculo de VPL seja corretamente estimada.
2.4.2. Valor Presente Líquido (VPL) em um Projeto de Injeção de Vapor
As empresas do setor petrolífero enfrentam na atualidade um clima de competição
acirrada em decorrência da volatilidade dos preços do óleo, das margens estreitas de rentabilidade
e das restrições ambientais. Nesse cenário, as empresas devem dispor de ferramentas adequadas
para balancear as relações entre custo e benefício dos fatores econômicos, ambientais e
tecnológicos, que são elementos chaves no processo decisório de investimentos.
Um grande desafio das pesquisas na recuperação dos óleos pesados é fazer com que os
processos utilizados para a extração desses recursos, em especial a injeção de vapor, sejam
economicamente viáveis, uma vez que, além do maior custo de produção, o preço de mercado
desse tipo de óleo é menor. Um dos fatores que contribuem para a viabilidade dos processos de
recuperação do óleo pesado é o elevado preço do barril, fazendo com que estes métodos,
inviáveis há algum tempo atrás, se tornem viáveis hoje em dia.
2.4.2.1.
Receitas (R)
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Capítulo II: Aspectos teóricos
Para o cálculo das receitas deve-se ter a produção acumulada de óleo durante todo o
tempo de projeto, calcular o volume de óleo produzido anualmente (se o fluxo de caixa utilizado
for anual) e a partir daí, faz-se o cálculo das receitas (R) da seguinte forma:
. (Equação 2.4)
onde:
Voleo-pro = Volume de óleo produzido na condição padrão por ano (bblstd/ano)
Pbbl = Preço do barril (US$/bblstd)
2.4.2.2.
CAPEX (Capital Expenditures) e OPEX (Operacional Expenditures)
O CAPEX representa os investimentos realizados durante a fase de desenvolvimento do
campo, incluindo os custos em perfuração de poços, instalações de superfícies e vias de
escoamento de produção. Para o projeto de injeção de vapor, os custos de investimentos
considerados foram: custo de aquisição do gerador de vapor (Ca) e custo de perfuração dos poços
(Cp).
2.4.2.2.1. Custo de aquisição do gerador de vapor (Ca)
Para montar o fluxo de caixa, deve-se ter muito cuidado para não supercustear ou
subcustear o processo. Por isso, deve-se ter um critério de rateio que, no caso da injeção do
vapor, a vazão de injeção é o mais adequado. Logo, o custo relativo à aquisição do gerador de
vapor é dado por:
‫ ܥ‬ൌ
. .
(Equação 2.5)
onde:
Ca = Custo relativo à aquisição do gerador de vapor (US$).
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Capítulo II: Aspectos teóricos
Pg = Preço do gerador de vapor (US$).
Qinj = Vazão de vapor injetada (ton/dia).
Cg = capacidade do gerador em (ton/dia).
η = Eficiência volumétrica do gerador .
2.4.2.2.2. Custo de perfuração dos poços (Cp).
O custo de perfuração dos poços é dado pela seguinte equação:
. . (Equação 2.6)
onde:
Cp = Custo de perfuração dos poços (US$).
Pperf = Preço de perfuração de um poço “onshore” (US$).
Iinj = Influência do poço injetor na malha considerada.
Ipro = Influência do poço produtor na malha considerada.
A influência do poço na malha significa a participação do poço na malha considerada. Por
exemplo, para um modelo de um quarto de five spot invertido, tanto no poço injetor quanto no
produtor, a influência é de 0,25 pois o custo é dividido por quatro. Então a influência do poço na
malha é um critério de rateio utilizado para não supercustear a perfuração dos poços.
Diante disso o CAPEX considerado deve ser:
(Equação 2.7)
O OPEX engloba os custos incorridos para manter a produção tais como o de elevação
dos fluidos, tratamento e separação dos fluidos entre outros. Para o projeto de injeção de vapor,
os custos considerados foram: operação e manutenção do gerador de vapor (Com), elevação dos
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Capítulo II: Aspectos teóricos
fluidos (Cel), separação, transporte e tratamento do óleo (Coleo), tratamento e descarte da água
produzida (Cagua), participação governamental e o custo do fluido alternativo.
2.4.2.2.3. Custo de operação e manutenção do gerador de vapor (Com).
O custo de operação e manutenção do gerador consiste nas despesas relativas à água
injetada, combustível e a manutenção do gerador.
/. . ( Equação 2.8)
onde:
Com = Custo de operação e manutenção do gerador de vapor (US$).
Com/t = Custo anual de operação e manutenção por tonelada de vapor injetada (US$/ton.ano).
Vinj = Volume anual de vapor injetado (ton).
2.4.2.2.4. Custo de elevação dos fluidos (Cel).
O custo de elevação dos fluidos está relacionado com as despesas para o deslocamento
dos fluidos do fundo do poço para a superfície.
/³ . (Equação 2.9)
onde:
Cel = Custo de elevação dos fluidos (US$).
Cel/m³ = Custo de elevação de fluidos por m³ de fluido produzido (US$/m³).
= Volume de fluido produzido em m³.
2.4.2.2.5. Custo de separação, transporte e tratamento do óleo (Coleo).
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48
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Capítulo II: Aspectos teóricos
O custo de separação, transporte e tratamento do óleo consiste nas despesas relacionadas
ao processamento e tratamento dos fluidos, para obter o óleo em condições aceitáveis para o
refino.
/³ . (Equação 2.10)
onde:
Coleo = Custo de separação, transporte e tratamento do óleo (US$).
Coleo/m³ = Custo de separação, tratamento e transporte do óleo por bbl de óleo produzido
(US$/m³std).
= Volume de óleo produzido em m³.
2.4.2.2.6. Custo de tratamento e descarte da água produzida (Cagua).
O custo de tratamento e descarte da água produzida consiste nas despesas relacionadas a
deixar a água em condições de ser descartada sem prejuízos ambientais em emissário submarino,
por exemplo.
/³ . (Equação 2.11)
onde:
Cagua = custo de tratamento e descarte da água produzida (US$).
Cagua/m³ = Custo de tratamento e descarte da água por m³ de água produzida (US$/m³).
= Volume de água produzida em m³.
2.4.2.2.7. Participação governamental.
Sugere-se como contribuição para o desenvolvimento da contabilidade nas indústrias de
hidrocarbonetos e derivados, a relação dos investimentos realizados pela empresa com as
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Capítulo II: Aspectos teóricos
participações governamentais. A participação governamental deve ser considerada em projetos de
petróleo, visto que impacta diretamente no lucro líquido obtido (Rocha et al., 2007).
Os valores arrecadados com as participações governamentais devem ser utilizados para
alavancar o desenvolvimento da região produtora, beneficiando a sociedade pela venda de um
recurso energético.
Dentre a participação governamental pode-se citar os royaltes, PIS/COFINS, proprietários
de terra, CSLL, IRPJ entre outros. Para o cálculo proposto, foi considerada a participação
governamental como 20% da receita.
2.4.2.2.8. Custo de injeção dos fluidos alternativos (Cagua-inj) e (Cgas-inj).
O custo de injeção dos fluidos alternativos consiste nas despesas relativas à água ou gás
injetado.
/³ . /³ . (Equação 2.12)
(Equação 2.13)
onde:
Cagua-inj = Custo da água injetada (US$).
Cgas-inj = custo do gás injetado (US$).
Cagua-inj/m³ = Custo da água injetada por m³ (US$/m³).
= Volume de água injetada em m³.
Cgas-inj/m³ = Custo do gás injetado por m³ (US$/m³).
= Volume de gás injetado em m³.
Diante destes custos considerados, a equação 2.16 foi desenvolvida com o objetivo de
realizar uma análise econômica, através do VPL, para as configurações operacionais estudadas. A
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Capítulo II: Aspectos teóricos
ideia principal é ter uma ferramenta decisória para avaliar economicamente as diversas
alternativas apresentadas, buscando as mais rentáveis.
∑ ೚೘ ೐೗೚೗೐೚ ೌ೒ೠೌ ೒೚ೡ೐ೝ೙ೌ೘೐೙೟ೌ೗ ೌ೒ೠೌష೔೙ೕ ೒ೌೞష೔೙ೕ ೙
(Equação
2.14)
2.5.
Produção acumulada líquida de óleo
A produção acumulada líquida de óleo consiste no resultado líquido obtido a partir da
dedução dos custos relacionados aos fluidos injetados tais como vapor, gás, água em termos
volumétricos da quantidade de óleo já produzido de um reservatório.
Para o estudo da injeção de vapor com fluidos alternativos deste trabalho, a equação da
produção acumulada líquida (Npliq) de óleo utilizada é a seguinte:
– . . – . . ( Equação 2.15)
onde Np é a produção acumulada de óleo (m³std), ROVlim é a razão óleo-vapor limite
(m³std/m³std), Qv é a vazão de vapor injetada (t/d), tv é o tempo de injeção de vapor (anos), tf-al é
o tempo de injeção do fluido alternativo (anos), ROf-allim é razão óleo-fluido alternativo
(m³std/m³std) e Qf-al é a vazão do fluido alternativo injetado (m³std/d). Neste estudo foi
considerada uma ROVlim de 0,10, para os gases uma ROf-allim de 0,001 e quando o fluido
alternativo foi a água, uma ROf-allim de 0,05.
A equação 2.18 deduz da produção de óleo os custos relativos ao vapor e aos fluidos
alternativos, gás e água, o que proporcionará a comparação justa entre os diversos casos
estudados.
A ROVlim representa um valor limite para a ROV ao qual o processo de injeção de vapor é
viável economicamente, ou seja, para valores de ROV menores que a ROVlim significa que a
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Capítulo II: Aspectos teóricos
receia gerada pelo óleo não cobre os custos relativo a injeção de vapor.O mesmo raciocínio pode
ser empregado para a ROf-allim.
2.6.
Planejamento e otimização de experimentos
No planejamento de qualquer experimento, o passo inicial consiste em decidir quais são
os fatores e as respostas de interesse. Os fatores, em geral, são variáveis que o experimentador
tem condições de controlar ou atributos de incerteza de um sistema, enquanto que as respostas
são as variáveis de saída do sistema nas quais se tem interesse.
As respostas podem ou não ser afetadas por modificações provocadas nos fatores.
Dependendo do problema, pode haver várias respostas de interesse, que talvez precisem ser
consideradas simultaneamente. Assim como os fatores, as respostas podem ser qualitativas ou
quantitativas.
Um planejamento fatorial completo considera as possíveis combinações que podem ser
obtidas a partir dos diferentes fatores considerados. Por exemplo: se, em uma reação química,
forem examinados os efeitos dos fatores temperatura e concentração do catalisador, o número
de experimentos poderá ser 4, realizando-se uma análise linear em dois níveis: mínimo (-1) e
máximo (+1). No entanto, quando se acrescenta uma outra variável, como o tipo de catalisador,
as possíveis combinações entre os níveis mínimo e máximo podem aumentar até 8, de tal sorte
que, a cada variável acrescentada, o número de experimentos dobra (22=4, 2 3=8, 24=16, 25=32,
26=64,...,2k) (Barros Neto, 2003).
A análise de sensibilidade de parâmetros sobre uma resposta a ser considerada pode ser
feita através de diagramas de Pareto, enquanto que a análise das interações entre os parâmetros é
realizada através de curvas de nível.
A otimização do experimento é obtida através de superfícies de resposta onde se obtêm os
valores máximos e mínimos para uma determinada função objetivo.
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Capítulo II: Aspectos teóricos
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CAPÍTULO III:
Estado da Arte
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Capítulo III: Estado da arte
3. Estado da arte
O estudo dos fluidos alternativos ao vapor seja injetado após, alternado ou coinjetado,
ganhou notoriedade a partir da década de 80. A ideia era aumentar a eficiência de varrido e,
consequentemente, uma maior recuperação de óleo em detrimento de menores custos
operacionais. Outro importante objetivo foi a busca pela antecipação da produção, o que resulta
no retorno financeiro mais rápido.
Meldau, R.F., Shipley, R.G., Coats, K. H., 1981 – Realizaram estudos de simulação numérica de
injeção cíclica de vapor com ar em um reservatório de óleo pesado com características similares
ao encontrado em Paris Valley, Califórnia. Obtiveram como resultado que a injeção vapor/ar
produziu quase duas vezes a quantidade de óleo em comparação com o vapor sozinho, e
observaram que a resposta do reservatório para a injeção combinada de vapor/ar depende
fortemente das características do reservatório analisado, sendo necessários estudos e testes de
campo para uma futura aplicação. Concluíram também que esse modo de injeção pode apresentar
bons resultados quando injetados em reservatórios de óleos pesado, principalmente se este estiver
à baixa pressão.
Hutchinson, H.L., Shirazi, M., 1983 – Estudaram experimentalmente o desempenho da coinjeção
de vapor com gases não condensáveis como nitrogênio, gás carbônico e ar, replicando um
modelo de reservatório “tar sands” de Utah nos Estados Unidos, reservatório este de baixa
profundidade (122 m) e pressão (400 psi). Observaram que em todos os casos ocorreu uma
antecipação da produção, mas não houve uma melhora no fator de recuperação em relação à
injeção de vapor sozinho, com exceção do vapor com ar que obteve um melhor resultado. De
acordo com os experimentos feitos, pôde ser visto que uma coinjeção de vapor e ar onde mais de
60% do volume injetado é ar, o processo torna-se ineficiente. Visto o melhor desempenho do ar
como fluido a ser coinjetado, foram realizados experimentos de injeção alternada de ar com o
vapor e conclui-se que, considerando o mesmo volume poroso injetado, os resultados foram
muito próximos.
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Capítulo III: Estado da arte
Ault, J.W., Johnson, W. M., Kamilos, G.N., 1985 – Mostraram a conversão da injeção de vapor
de qualidade alta (70%) para injeção com baixa qualidade ou injeção de água (10%), em três
projetos (Monte Cristo II, Section 3 e American Naphtha) no campo do Kern River, Estados
Unidos. Utilizaram como critério de parada para a injeção de vapor a ROV, RAO, maturidade
térmica do vapor (distribuição de temperatura no reservatório) e a produção acumulada líquida.
Obtiveram como resultado uma não diminuição da produção nos três casos com a redução da
qualidade do vapor. Com isso, a produção acumulada líquida aumentou como resultado da menor
queima de combustível pelos geradores. Concluíram também que, com a conversão, houve uma
melhora na eficiência de varrido na base do reservatório, pois a água quente atingiu essa área não
alcançada previamente pelo vapor, aquecendo-a.
Sufi, A.H., 1990 – Analisou, através de simulação numérica, a adição de CO2 ao vapor, para
modelos de reservatório de óleo leve e pesado. Foram considerados diferentes modelos de
reservatório para esses dois casos onde, para o de óleo leve, foi utilizado um modelo de baixa
permeabilidade e baixa compressibilidade da formação, já para o caso de óleo pesado, alta
permeabilidade e alta compressibilidade da formação. Concluiu que a injeção de gás não
condensado com vapor em reservatórios de óleo leve acelera a produção durante o período inicial
de produção. O fator de recuperação obtido para o caso estudado aumentou em torno de 6 pontos
percentuais em relação ao vapor sozinho, ao final de 5 anos. Isso ocorreu como resultado da
dissolução do gás não condensado na fase óleo, onde reduziu a viscosidade deste fluido,
aumentando o volume de óleo. Também contribuiu na destilação dos componentes leves do óleo.
Para o caso do reservatório de óleo pesado houve uma antecipação da produção, mas ao final de 5
anos o fator de recuperação é praticamente o mesmo que o obtido com a injeção de vapor
sozinha. Essa antecipação de produção ocorreu devido ao varrido adicional do reservatório
provida pelo gás, em função do maior volume da câmara de vapor.
Dornan, R.G., 1990 – Estudou a injeção de água quente após a injeção de vapor e observou que,
após a troca de fluidos de injeção, houve uma redução em torno de 40% na vazão de produção de
óleo e um grande aumento na produção de água. De acordo com o autor, o insucesso do método
ocorreu devido à alta razão de mobilidade (3,8), razão esta que depende das características da
rocha e do fluido do reservatório, que fez com que a água quente encontrasse uma grande
resistência ao fluxo, em contato com o óleo frio, migrando para o topo do reservatório onde o
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Capítulo III: Estado da arte
óleo aquecido oferece menor resistência. Por este motivo, a injeção de água foi ineficiente na
transferência de calor para a porção inferior do reservatório, local onde o vapor não atingiu
devido à segregação gravitacional.
Bautista, L.S., Friedmann, F., 1994 – Fizeram um estudo comparativo, através de simulação
numérica, entre fluidos que alternassem o vapor com outros fluidos como WASP (wateralternating-steam process), espuma e redução da própria vazão de vapor com o objetivo de
aumentar a produção de óleo, reduzindo custos operacionais. A simulação foi realizada num
modelo de reservatório anticlinal, com características semelhantes aos encontrados no campo de
Cymric, Estados Unidos. Chegaram à conclusão que o processo WASP foi o que apresentou
melhor resultado em relação aos demais fluidos, pois controlou o breakthrought do vapor
(aumentando o varrido do reservatório), manteve a pressão do reservatório mais elevada em
relação aos demais casos, apresentou uma eficiência térmica 30% maior em relação à injeção de
vapor sozinha além de redução dos custos operacionais. Realizando uma otimização do WASP
em relação ao tamanho do ciclo (150 para 250 dias) e vazão de água (250 para 400 bbl/dia),
observaram que o processo apresentou uma pequena sensibilidade em função ao tamanho do
ciclo pois houve um aumento de 3% em relação ao fator de recuperação líquido, já para a vazão
não houve diferença considerável de resultado.
DeFrancisco, S.T., Sanford, S.J., Hong, K.C., 1995 – Fizeram estudos do processo WASP
(Water-Alternating-Steam-Process) seguido de injeção de água quente através de simulação
numérica num modelo homogêneo com características de reservatório médias do campo de West
Coalinga, Estados Unidos, para evitar o breakthrough prematuro do vapor. Inicialmente fizeram
um comparativo entre o WASP, NASP (No injection-Alternating-Steam Process) e injeção
contínua de vapor e observaram que, apesar da injeção contínua de vapor apresentar uma
produção acumulada líquida maior, o processo WASP antecipa a produção. Concluíram que o
WASP melhora a produção líquida acumulada até o tempo que o breakthrough não tenha
ocorrido e observaram que, a conversão para injeção de água após a WASP, aumentou a
rentabilidade do projeto devido este processo exigir um investimento menor em relação à injeção
de vapor.
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Capítulo III: Estado da arte
Freitag, N.P., Kristoff, B.J., 1998 – Realizaram um estudo experimental adicionando CO2 e CH4
na tentativa de reduzir a quantidade de vapor injetado, reduzindo os custos de um projeto de
recuperação de óleo pesado. O objetivo era observar o desempenho desses gases como aditivo a
temperatura de 25, 80 e 150 °C, mantendo a pressão constante. Observaram que a capacidade do
CO2 de reduzir a viscosidade do óleo diminui rapidamente com a temperatura, o que não acontece
com o metano. Em torno de 150 °C constataram que ambos os gases tem um modesto mas
consideráveis benefícios sobre as propriedades do óleo (viscosidade e densidade), sendo
importante para a sua produção. Em projeto de vapor, as características de reservatório e os
custos dos gases envolvidos determinarão qual deles é o mais indicado para ser utilizado como
aditivo para o vapor.
Ramlal, V., Singh, K.S., 2001 – Diante da crise do petróleo do final da década de 90 (onde o
preço do barril chegou a US$ 10,00), a empresa Petrotrin se viu diante de um enorme desafio em
seus projetos de injeção de vapor, onde estes apresentavam um alto custo por barril. Visto isso,
realizaram a troca da injeção de vapor por WASP em 4 projetos térmicos de reservatórios de
óleos pesados em Trinidad. Concluíram que essa troca obteve sucesso e os projetos que estavam
antieconômicos, tornaram-se rentáveis devido à redução do custo operacional em 33%,
estabilizando a pressão do reservatório e aumentando a produção de óleo. Esse aumento foi
devido à água varrer a base do reservatório, área onde o vapor foi ineficiente devido à segregação
gravitacional do vapor.
Sola, S., Rachid, F., 2004 – Realizaram um estudo experimental coinjetando vapor e metano em
um modelo de reservatório de óleo pesado composto por uma formação de areia argilosa com
características semelhantes aos encontrados no Irã. O experimento envolveu injetar metano/vapor
em várias proporções (1 a 10 cm³ de metano/cm³ de vapor), e encontrou uma razão ótima de 8
cm³/cm³, que aumentou em 12 pontos percentuais a recuperação de óleo em relação ao vapor
sozinho. Outra vantagem para esse tipo de coinjeção é a antecipação da produção, sendo que no
sistema vapor-metano, o pico de vazão de óleo é maior e ocorre para um menor volume poroso
injetado.
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Capítulo III: Estado da arte
Bagci, A.S., Gumrah, F., 2004 - Realizaram um estudo experimental onde realizaram testes de
coinjeção de vapor com gás (gás carbônico e metano) em um tubo cilíndrico (1D) e uma caixa
retangular (3D), em um modelo de reservatório de óleo pesado (12,4 API), com características
semelhantes ao campo de West Cozluca, Turquia. O experimento terminava quando se chegava a
1,5 volumes porosos injetados. Para o modelo 1D, obtiveram como resultado, em termos de
fração de óleo recuperada, 66,5% para o vapor-CO2, 60,4% para vapor-CH4 e 50,9% para a
injeção contínua. Para obter estes resultados, a razão gás/vapor otimizado foi de 9,4 cc/cc em
ambos os casos. Para o modelo tridimensional, a injeção de vapor com metano obteve um melhor
resultado em termos de fração de óleo recuperada (49,9%) em relação ao vapor sozinho (21,7%)
e ao vapor com gás carbônico (36,2%) sendo que, para maximizar a recuperação de óleo, os
modelos otimizados obtiveram razões de injeção diferentes, sendo uma proporção 10,1 cc/cc de
metano e 8,7 cc/cc para o gás carbônico.
Laboissière, P., 2009 - Estudou experimentalmente o comportamento da injeção de vapor e
nitrogênio e comparou com a injeção contínua de vapor em escala de laboratório, investigando os
efeitos da adição do nitrogênio para a recuperação de óleos pesados. Os estudos foram
conduzidos em escala de laboratório com óleo pesado da Bacia do Espírito Santo. As principais
conclusões obtidas foram: a injeção de nitrogênio combinado com vapor acelera o início e o pico
de produção de petróleo em comparação com a injeção contínua de vapor; A redução da razão
vapor/óleo mostra o efeito benéfico da injeção de nitrogênio em substituição a uma fração
substancial de vapor; Os volumes recuperados e as análises dos remanescentes apontam fatores
de recuperação superiores a 45% nos casos de injeção de vapor e nitrogênio, porém os resultados
são inferiores aos obtidos com a injeção contínua de vapor.
Os recentes estudos de injeção de um fluido alternativo ao vapor seja ele após, coinjetado
ou de forma alternada são muito animadores já que visam diminuir os custos relativos ao vapor e,
se possível, aumentar a recuperação de óleo em relação ao vapor sozinho. Outro aspecto
importante é que a inclusão de fluidos alternativos no projeto pode reduzir a quantidade de água
produzida, que tem por consequência um menor volume de água a ser tratada e descartada.
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CAPÍTULO IV:
Materiais e métodos
Tese de Doutorado PPGCEP / UFRN
Capítulo IV: Materiais e métodos
4. Materiais e métodos
Neste capítulo são apresentados os programas utilizados para as simulações, os principais
dados de entrada requeridos para os módulos do programa utilizado, o modelo de reservatório
estudado, os parâmetros analisados e a metodologia de trabalho. As principais características do
reservatório são similares às encontradas em reservatórios da Bacia Potiguar.
4.1.
Ferramentas computacionais
Nesta seção é apresentado o programa Winprop, que realizou a modelagem dos fluidos
injetados e do reservatório, além do STARS utilizado para a simulação do processo térmico da
injeção de vapor. Estes programas fazem parte de um conjunto de módulos utilizados para a
modelagem e simulação de reservatórios de petróleo, desenvolvida pela empresa Computer
Modelling Group (CMG).
4.1.1. Módulo “Winprop”
O Winprop, programa da CMG versão 2009.10, é uma ferramenta utilizada para a
modelagem do comportamento das fases e propriedades dos fluidos. Este programa modela as
características e variações da composição dos fluidos do reservatório para o uso acoplado com
simuladores de reservatório da CMG.
Os fluidos modelados no Winprop podem ser utilizados em condições de reservatório ou
de superfície. O programa pode ser utilizado para:
Modelagem de fluidos;
Agrupamento de componentes – Lumping;
Ajuste dos dados de laboratório através de regressão;
Geração de dados PVT para uso nos simuladores CMG;
Construção de diagrama de fases.
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Capítulo IV: Materiais e métodos
Com o WinProp, pode-se avaliar o comportamento das fases no reservatório e gerar
propriedades dos componentes de cada fase para o simulador STARS, programa utilizado neste
trabalho.
4.1.2. Módulo “STARS”
Neste trabalho foi utilizado o programa da CMG (Computer Modelling Group), o módulo
“STARS” 2009.10 (Steam, Thermal, and Advanced Proccess Reservoir Simulator). Este
programa consiste de um simulador trifásico de múltiplos componentes que foi desenvolvido com
a finalidade de simular recuperações térmicas de óleo no reservatório, tais como: injeção contínua
de vapor, injeção cíclica de vapor, injeção de vapor com aditivos, combustão “in situ”, além de
outros processos que contam com aditivos químicos, utilizando uma ampla variedade de modelos
de malha, tanto em escala de laboratório quanto de campo. Os sistemas de malha podem ser
cartesianos, cilíndricos ou de profundidade e espessura variáveis, podendo-se utilizar
configurações bidimensionais e tridimensionais para qualquer sistema de malha.
Os parâmetros que são necessários na entrada do simulador “STARS” (CMG, 2009) são:
a configuração da malha do reservatório modelo, as propriedades da rocha reservatório e do
fluido, além de dados referentes aos poços.
4.2.
Modelo físico
O modelo físico engloba as características do reservatório (rocha/fluidos). Para o estudo
da injeção contínua de vapor com fluidos alternativos, o modelo estudado consiste de um
reservatório homogêneo, tridimensional com malha cartesiana possuindo dimensões que podem
ser encontrados em reservatórios reais. O sistema de injeção consiste de um quarto de five-spot
invertido, que é constituído de um poço produtor, na esquina da malha e um poço injetor no canto
oposto, como mostra a Figura 4.1.
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
62
Tese de Doutorado PPGCEP / UFRN
Capítulo IV: Materiais e métodos
Figura 4.1. Malha ¼ de five spot invertido.
Na Figura 4.1 os círculos de cor vermelha e azul ilustram poços produtores e injetores,
respectivamente. A Figura 4.1 destaca uma malha ¼ de five-spot invertido com dimensões areal
100 m x 100 m, resultando em uma área de 10000 m². Adotou-se que o topo do reservatório
apresenta a superfície areal plana, possuindo a forma paralelepipedal com as seguintes
dimensões:
Comprimento – 100 m;
Largura – 100 m;
Espessura – 28 m.
O refinamento foi estabelecido da seguinte maneira, como mostrado na Figura 4.2:
Direção i - 25 blocos de 4 m;
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63
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Capítulo IV: Materiais e métodos
Direção j - 25 blocos de 4 m;
Direção k (sentido descendente) – 4 blocos de 0,5 m; 2 blocos de 1,0 m, 1 bloco de 2,0 m, 4
blocos de 2,5 m e 4 blocos de 3,0 m;
Total de blocos: 9375.
15
blocos
–
4 blocos*0,5 m;
2 blocos*1,0 m;
1 bloco*2,0 m;
4 blocos*2,5 m;
4 blocos*3,0 m.
25
blocos
25 blocos – 4m/bloco
–
4m/bloco
Figura 4.2. Modelo base em 3 dimensões.
O sistema de injeção ¼ de five spot invertido foi utilizado com o objetivo de reduzir o
tempo de simulação, considerando que a simetria e a homogeneidade do sistema faz com que os
resultados de produção nos outros três poços sejam iguais.
O refinamento adotado levou em consideração o estudo realizado por Rodrigues (2008),
onde se observou que os resultados apresentados pelo modelo ilustrado na Figura 4.2, apresentou
boa concordância com modelos de maior refinamento, mantendo um baixo erro relativo em
qualquer período de análise.
Um maior refinamento foi feito no topo, para acompanhar a propagação do gás no
reservatório.
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
64
Tese de Doutorado PPGCEP / UFRN
Capítulo IV: Materiais e métodos
Os limites do reservatório estão fechados ao fluxo de fluidos e são feitas, ainda, as
seguintes considerações:
Existem três fases: óleo, água e gás;
Não existem reações químicas;
Não há sólidos nos fluidos.
4.3.
Modelo de fluido do reservatório
O modelo do fluido do reservatório foi criado a partir de uma análise PVT, com
características similares aos encontrados na Bacia Potiguar. A Tabela 4.1 mostra a composição do
óleo que contém seis pseudocomponentes, além das características da fração pesada C40+ e
também a densidade e pressão de saturação do óleo.
Tabela 4.1. Composição do óleo
Pseudocomponentes
Frações molares (%)
CO2
0,45
N2
0,27
C1-C3
10,35
iC4-C19
17,35
C20-C39
46,16
C40+
25,42
Características do C40+:
Peso molecular – 823,52 u
°API: 16,38
Densidade relativa – 1,0305
Psat: 2650,74 kPa (384,45 psi) @ 38°C
Na Tabela 4.2, mostram-se os resultados experimentais da liberação diferencial do óleo,
que foram utilizados no Winprop para a criação do modelo de fluido.
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
65
Tese de Doutorado PPGCEP / UFRN
Capítulo IV: Materiais e métodos
Tabela 4.2. Dados PVT para liberação diferencial a ser modelado
Dados PVT da liberação diferencial na temperatura 38°C
Pressão (Pa) - (psi)
Bo (m³/m³std)
Rs (m³std/m³std)
ρo (Kg/m³)
6,966x10 6 (1010,28)
1,0241
6,43
936,4
5,985x106 (868,05)
1,0254
6,43
935,2
6
5,004x10 (725,82)
1,0268
6,43
934,0
4,024x106 (583,58)
1,0282
6,43
932,7
2,651x106 (384,45)
1,0299
6,43
930,7
1,572x106 (228,00)
1,0251
4,04
934,7
0,101x106 (14,65)
1,0154
0
941,1
Esses dados utilizados no programa têm o objetivo de criar um modelo de fluido o mais
fiel e representativo possível, que possa ser usado para simular o processo de injeção de vapor
adicionado a fluidos alternativos. Para atender os objetivos citados, o modelo do fluido precisa
que os dados calculados pelo WinProp, das características do fluido, sejam ajustados aos dados
das tabelas apresentadas que foram obtidos experimentalmente em laboratório. O ajuste é feito
através da regressão dos parâmetros dos coeficientes de interação e do pseudocomponente mais
pesado do fluido.
Fizeram-se as seguintes modelagens no WinProp:
• Ajuste da pressão de saturação do óleo;
• Ajuste da densidade do óleo;
• Ajuste dos dados da liberação diferencial da Tabela 4.2;
• Ajuste da viscosidade do óleo e gás;
• Diagrama Pressão versus Temperatura.
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
66
Tese de Doutorado PPGCEP / UFRN
Capítulo IV: Materiais e métodos
4.3.1. Ajuste dos dados da liberação diferencial
A Figura 4.3 mostra o gráfico da razão de solubilidade do gás no óleo (Rs) e o fator
volume-formação do óleo (Bo) em função da pressão. Observa-se que para a curva de razão de
solubilidade calculada pelo programa teve um bom ajuste em relação aos dados experimentais. Já
em relação ao fator volume-formação do óleo nota-se um desvio significativo em relação à curva
experimental, não apresentando um ajuste tão fiel quanto a Rs. Este desvio poderia ser corrigido
variando outros parâmetros, porém ocasionaria a modificação de outras propriedades do fluido
40,0
1,030
35,0
1,028
30,0
1,026
25,0
1,024
20,0
1,022
15,0
1,020
10,0
1,018
5,0
1,016
0,0
0
200
400
600
1,014
1200
800
1000
Bo
Bo experimental
Fator volume-formação do óleo (rb/stb)
Razão de solubilidade (scf/stb)
como o próprio Rs. Então, procurou-se um equilíbrio no ajuste para todas as propriedades.
Pressão (psia)
Rs
Rs experimental
Figura 4.3. Gráfico da regressão da razão de solubilidade gás-óleo (Rs) e fator volume de óleo
(Bo) versus pressão.
4.3.2. Ajuste da viscosidade do óleo
Na Tabela 4.3 apresentam-se os dados experimentais para a análise de viscosidade do
óleo, comparando-o com a viscosidade modelada no Winprop para a temperatura de 38°C.
Também é mostrado o erro relativo entre os resultados experimental e teórico.
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67
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Capítulo IV: Materiais e métodos
Tabela 4.3. Viscosidade do óleo para a temperatura de 38°C
Viscosidade
Viscosidade
Erro relativo
experimental (cP)
teórica (cP)
(%)
6,966x10 6
819,2
918,9
-12,2
5,985x10 6
794,4
898,7
-13,1
5,004x10
6
769,6
875,4
-13,8
4,024x10
6
741,6
847,9
-14,3
2,651x10 6
706,2
797,7
-13,0
1,572x10 6
816,3
855,6
-4,8
0,101x10 6
1121,1
1120,0
0,1
Pressão (Pa)
A Figura 4.4 mostra a curva da viscosidade do óleo em função da pressão calculada,
comparando-a com os dados experimentais. Para esta propriedade percebe-se o bom ajuste
obtido.
Viscosidade do óleo (cp)
1200
1100
1000
900
800
700
0
200
400
600
800
1000
1200
Pressão (psia)
Viscisidade do óleo
Viscosidade Experimental
Figura 4.4. Gráfico da viscosidade do óleo versus pressão.
Como visto no capítulo 2, o real motivo para se obter elevados fatores de recuperação no
processo de injeção de vapor deve-se ao fator da alta sensibilidade da viscosidade do óleo com a
temperatura. A Figura 4.5 mostra o gráfico da viscosidade do óleo versus temperatura para o
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
68
Tese de Doutorado PPGCEP / UFRN
Capítulo IV: Materiais e métodos
modelo de óleo pesado estudado. Observa-se que, para a temperatura de reservatório 100°F (38
°C), a viscosidade do óleo é de 1120 cP.
Tres
Figura 4.5. Viscosidade do óleo versus temperatura
4.3.3. Diagrama Pressão-Temperatura
De acordo com o número de pseudocomponentes adotados e seus agrupamentos,
observam-se diferentes comportamentos do diagrama Pressão versus Temperatura. No estudo
realizado para a adoção do número de pseudocomponentes e seus agrupamentos, notou- se que
quando o pseudocomponente C40+ encontrava-se agrupado com cadeias carbônicas menores, o
diagrama PT apresentava um comportamento bem distinto do multicomponentes, por isso não foi
considerada essa possibilidade para ser usado no modelo base.
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
69
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Capítulo IV: Materiais e métodos
Considerando o C 40+ um pseudocomponente isolado, a Figura 4.6 mostra um comparativo
entre diagramas PT para o modelo de 9 pseudocomponentes, utilizado no modelo base, e o
modelo multicomponentes. Um detalhe importante é que foram criados três componentes
isolados para serem injetados: CO2-inj, N2-inj e CH4-inj, não fazendo parte da composição
original do óleo do reservatório.
700
600
Pressão (psia)
500
400
300
200
100
0
0
150
300
450
600
750
900
1050
1200
1350
1500
Temperatura (°F)
multicomponentes
9 pseudocomponentes
Figura 4.6. Diagrama Pressão versus Temperatura do óleo.
Dessa forma, os pseudocomponentes e as frações molares do óleo do reservatório
considerado no modelo base, foram apresentados na Tabela 4.1.
4.4.
Propriedades da rocha-reservatório
As Figuras 4.7 e 4.8 mostram as curvas de permeabilidade relativa e pressão capilar do
sistema água-óleo.
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
70
Tese de Doutorado PPGCEP / UFRN
Capítulo IV: Materiais e métodos
Figura 4.7. Curvas de permeabilidade relativa à água e ao óleo versus saturação de água.
Figura 4.8. Curva de pressão capilar água – óleo versus saturação de água.
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71
Tese de Doutorado PPGCEP / UFRN
Capítulo IV: Materiais e métodos
As Figuras 4.9 e 4.10 mostram as curvas de permeabilidade relativa e pressão capilar para
o sistema gás-óleo.
Figura 4.9. Curvas de permeabilidade relativa ao liquido e ao gás versus saturação de líquido.
Figura 4.10. Curva de pressão capilar gás-óleo versus saturação de líquido.
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72
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Capítulo IV: Materiais e métodos
Outras características da rocha-reservatório são mostradas na Tabela 4.4.
Tabela 4.4. Propriedades da rocha-reservatório.
Temperatura inicial (°C)
37,8
Pressão de referência@200m (Pa)
1,98x106 (287,2 psi)
Saturação de água conata, Swc (%)
28
Volume original de óleo (m³ std)
36930
Volume original de água (m³ std)
36995
Volume original de gás (m³ std)
263451
Espessura da zona de óleo (m)
20
Contato gás-óleo - DGOC (m)
202
Contato água-óleo - DWOC (m)
222
Profundidade do reservatório (m)
200
Permeabilidade horizontal, Kh (mD)
1000
Permeabilidade vertical, Kv (mD)
100
Porosidade (%)
28
Condutividade térmica da rocha-reservatório (J / m-s-K)
1,7
Compressibilidade efetiva da rocha (kPa-1)
Capacidade calorífica volumétrica da rocha (J / m3-K)
4,4x10-7
66465
Condutividade térmica do óleo (J / m-s-K)
0,04
Condutividade térmica da água (J / m-s-K)
0,2
Condutividade térmica do gás (J / m-s-K)
0,01
4.5.
Descrição das condições operacionais
A Figura 4.11 apresenta a zona canhoneada do poço injetor e produtor, representada no
mapa de saturação de óleo inicial para o caso base estudado. É importante destacar que, para o
caso base, o intervalo canhoneado no poço produtor é igual ao injetor. A distância entre poços é
de 140 m e o diâmetro dos poços é de 12 cm (0,381 ft).
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
73
Tese de Doutorado PPGCEP / UFRN
Capítulo IV: Materiais e métodos
O poço injetor e produtor do modelo base estão canhoneados em um intervalo entre 202219 m a partir da superfície. Foi canhoneado um metro após a capa de gás e 3 m acima da zona
de água. A escolha do intervalo canhoneado buscou o maior aproveitamento da energia térmica
para o aquecimento do óleo, minimizando perdas de calor para a camada sobrejacente e também
para a zona de água. A pressão mínima de fundo do poço produtor foi fixada em 196,5 kPa (28,5
psia) (Rodrigues, 2008).
Figura 4.11. Canhoneio dos poços no perfil de saturação inicial de óleo.
A Tabela 4.5 apresenta outros parâmetros das condições operacionais utilizados no
modelo base que foram considerados fixos em todos os casos com exceção da vazão de vapor.
Tabela 4.5. Condição de operação na injeção de vapor
Característica
Valor
Temperatura do vapor (°C)
288
Título do vapor (qualidade)
0,50
Pressão máxima no poço injetor (kPa)
7.198
Vazão de vapor injetada (t/d)
A definir
Distância entre poços injetor-produtor (m)
140
Tempo de projeto (anos)
16
Nas análises realizadas foi mantida a vazão de injeção de vapor fixa, variando a pressão
do poço injetor sendo seu valor 7198 kPa. Em caso de atingir esse valor de pressão máxima, a
vazão de injeção se reduz para manter a condição de contorno da pressão do poço injetor.
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
74
Tese de Doutorado PPGCEP / UFRN
4.6.
Capítulo IV: Materiais e métodos
Análise de Viabilidade Técnica-Econômica
De acordo com os melhores resultados obtidos para cada fluido alternativo e sua forma de
injeção (coinjetado, alternado e após), foi realizada uma análise técnico-econômica comparativa
buscando a obtenção do modelo que apresenta a condição operacional ótima aplicada ao modelo
de reservatório estudado.
Para elaboração dos fluxos de caixa das alternativas de explotação, os custos considerados
no projeto foram:
Custo médio de perfuração de poço onshore;
Custo de aquisição do gerador de vapor;
Custo de operação e manutenção do vapor;
Custo de injeção dos fluidos alternativos;
Custo de separação, transporte e tratamento do óleo;
Custo de tratamento e descarte da água produzida (Cagua);
Participação governamental;
Custo de elevação dos fluidos;
A Tabela 4.6 apresenta um quadro resumo dos valores considerados para a análise
técnico-econômica.
Tabela 4.6. Dados considerados para a análise de viabilidade técnica-econômica
Dados
Preço de gerador (US$)
Valor
1.200.000,00
Custo de Perfuração e completação de um poço vertical onshore (US$/poço)
Participação governamental (% da receita bruta)
400.000,00
20
Custo de elevação de fluidos (US$/bblóleo)
5,00
Custo de separação, tratamento e descarte da água produzida (US$/m³)
3,00
Custo de transporte, separação e tratamento do óleo (US$/bblóleo)
1,00
Custo do vapor (US$/bblóleo)
5,00
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Qv base
75
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Custo dos fluidos alternativos – gases e água (US$/bblóleo)
Capítulo IV: Materiais e métodos
Q f-al base
2,00
Capacidade do gerador de vapor (t/dia)
500
Eficiência do gerador (%)
90
Vazão de vapor injetada (t/dia)
450
Preço do petróleo (US$/bbl)
50
Tempo de projeto (anos)
16
TMA (% a.a.)
15
Alguns dados utilizados para a análise técnica-econômica como o custo de elevação de
fluidos e o de separação, transporte e tratamento do óleo foram obtidos através de Hong (1994),
onde foi feita uma correção monetária para os valores publicados. O custo do vapor foi estimado
a partir de artigo Farouq Ali (2005).
O custo de perfuração e completação de um poço onshore adotado foi de US$400.000,00,
estimado para poços rasos de acordo com Rodrigues (2008).
Outros custos como o da injeção dos fluidos alternativos, participação governamental e o
de separação, tratamento e descarte da água produzida foram estimados.
A taxa mínima de atratividade utilizada para o cálculo do VPL foi de 15 % a.a., valor
dentro de uma faixa utiliza pelas empresas petrolíferas que gira em torno de 10 a 20 % a.a.
Para a análise do Valor Presente Líquido (VPL), foi considerado o preço de mercado do
petróleo US$50,00/bblstd, visto que é um parâmetro de mercado que varia diariamente. Este
valor foi considerado em função do tipo de óleo contido no reservatório, onde é composto em sua
maioria por frações pesadas.
A análise econômica realizada foi simplificada, pois considera alguns dados fixos durante
todo tempo de projeto como o preço do óleo e alguns custos, principalmente dos fluidos
injetados. Outro importante detalhe é que o custo dos fluidos injetados está relacionado com o
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
76
Tese de Doutorado PPGCEP / UFRN
Capítulo IV: Materiais e métodos
óleo produzido para facilitar o manuseio das planilhas de cálculo do VPL, visto a grande
quantidade de casos estudados.
4.7.
Metodologia de trabalho
A metodologia de trabalho é apresentada no diagrama de fluxo da Figura 4.12.
Figura 4. 12. Fluxograma da metodologia de trabalho.
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
77
Tese de Doutorado PPGCEP / UFRN
Capítulo IV: Materiais e métodos
As Tabelas 4.7, 4.8 e 4.9 apresentam exemplos das formas de injeção utilizadas para
análise do desempenho dos fluidos alternativos (CO2, CH4, N2 e água) junto ao vapor para os
modelos base: após, coinjetado e alternado.
Tabela 4. 7. Injeção do fluido alternativo após o vapor
Após
Tempo de projeto (anos)
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10 11
12
13 14
15
16
1 ano
3 anos
5 anos
8 anos
10 anos
15 anos
vapor
fluido alternativo
Tabela 4. 8. Coinjeção de vapor e fluido alternativo
coinjetado
Tempo de projeto (anos)
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14 15
16
1 ano
3 anos
5 anos
8 anos
10 anos
16 anos
vapor
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
fluido alternativo
78
Tese de Doutorado PPGCEP / UFRN
Capítulo IV: Materiais e métodos
Tabela 4. 9. Injeção alternada de vapor e fluido alternativo
Alternado
Tempo de projeto (anos)
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10 11
12
13
14 15
16
anual
2 anos
3 anos
5 anos
7 anos
8 anos
vapor
fluido alternativo
Quando após, a injeção de vapor era cessada seguido da injeção do fluido alternativo
como mostra o esquema da Tabela 4.7. Foi analisada a parada do vapor em cada ano de projeto,
considerando os fluidos alternativos estudados: metano, nitrogênio, gás carbônico e água, e o
caso onde não se injeta nenhum fluido.
Quando coinjetado, o fluido alternativo era injetado simultaneamente com o vapor como
mostra a Tabela 4.8. Foi analisada a parada da injeção dos fluidos a cada ano de projeto seguido
da injeção de nenhum fluido. Para estes casos foram considerados apenas os gases.
Nos casos onde os fluidos foram alternados, injetava-se por tempos determinados vapor e
fluido alternativo de forma intercalada como mostra a Tabela 4.9. Foi considerado desde
alternância semestral até o caso em que ocorreu em 8 anos acrescidos anualmente. Todos os
fluidos alternativos mais o caso onde não se injetou nenhum fluido foram estudados.
Considerando os casos em que o tempo de alternância não é divisível pelo tempo de
projeto (16 anos) como 3, 5, 6 e 7 anos, o critério utilizado foi o de se injetar o mesmo volume,
por exemplo, considerando o caso alternado 5 anos representa: 5 anos vapor, 5 de fluido
alternativo, 3 de vapor, 3 de fluido alternativo.
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
79
CAPÍTULO V:
Resultados e discussões
Tese de Doutorado PPGCEP / UFRN
Conclusões e recomendações
5. Resultados e discussões
Neste capítulo são apresentados os principais resultados obtidos na pesquisa. Inicialmente
foram realizadas as análises da injeção de vapor com cada fluido alternativo mostrando o ganho
obtido em relação à injeção contínua de vapor. Após obter o modelo de melhor resultado para
cada fluido alternativo, foi mostrada uma análise de sensibilidade dos parâmetros operacionais
além de uma otimização, obtendo o modelo de maior rentabilidade. A partir do modelo
otimizado, variou-se parâmetros de reservatório tais como viscosidade e permeabilidade obtendo
a sensibilidade do VPL.
5.1.
Análise da vazão de injeção de vapor
Para a escolha da vazão de vapor a ser injetado no modelo de reservatório base estudado
e, mantendo os parâmetros operacionais da Tabela 4.5 fixos, foi realizado um estudo
considerando o Fator de recuperação e a produção acumulada líquida de óleo como critérios. A
Figura 5.1 apresenta o gráfico do comportamento de fator de recuperação em função do tempo,
onde cada curva representa uma vazão de vapor injetada continuamente no reservatório.
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
82
Tese de Doutorado PPGCEP / UFRN
Conclusões e recomendações
Figura 5. 1. Gráfico Fator de Recuperação versus tempo.
A Figura 5.1 exibe as respostas em termos de fator de recuperação para as vazões de
vapor injetadas. Para vazões de vapor menores que 15 t/dia, têm-se respostas abaixo de 55%.
Para vazões entre 25 e 40 t/dia, não há uma grande diferença no Fator de recuperação final (16
anos) indicando que já não há ganho considerável na produção de óleo.
A principal diferença entre as curvas de 25 e 30 t/dia é que para esta última, tem-se uma
antecipação da chegada do banco de óleo ao poço produtor em 1 ano, o que economicamente
representa uma antecipação de receitas. Por outro lado, injetar uma maior vazão implica em
maiores custos relativos ao vapor, devido à injeção de mais volume no reservatório, e também na
parte de tratamento de fluidos onde um maior volume de água será produzido.
Diante desses pontos, a análise complementar para a escolha da vazão de injeção de
vapor foi a produção líquida acumulada de óleo, que leva em consideração os custos relativos ao
vapor. Neste caso, a razão óleo-vapor limite (ROVlim) adotada foi 0,10 indicando que foi
descontado da produção de óleo total 10% do volume injetado de vapor, de forma que quanto
maior a vazão, maior é o volume descontado. A Figura 5.2 mostra o comportamento da produção
acumulada líquida no tempo.
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
83
Tese de Doutorado PPGCEP / UFRN
Conclusões e recomendações
Figura 5. 2. Produção acumulada líquida versus tempo.
Como pode ser observado na Figura 5.2, a vazão de 25 t/dia fornece uma maior produção
acumulada líquida de óleo máxima maior em relação às outras vazões, indicando um maior
benefício. Analisando as curvas de produção acumulada líquida, observa-se 4 períodos distintos
de produção: No início da injeção, a frente de vapor desloca o óleo aquecido ao poço produtor e,
quanto maior a vazão, mais rápido a chegada ao poço produtor. Neste período a produção de óleo
é baixa (produção do óleo frio), acarretando no resultado líquido negativo. No 2° período o banco
de óleo aquecido chega ao poço produtor, fazendo com que a vazão de óleo aumente e, com isso,
as curvas começam a ascender (nesta fase atinge-se a máxima vazão de óleo). O terceiro período
consiste na estabilização da curva e alcance da produção acumulada líquida máxima, ocasionada
pelo declínio da vazão de óleo e, ao atingir uma ROV de 10%, tem-se o pico da curva. O quarto
período consiste no declínio da curva produção acumulada líquida, resultante das baixas vazões
de óleo (ROV< 10%).
Diante do exposto, observa-se que no 4° período pode-se tomar medidas para se manter
ou aumentar o resultado de produção acumulada líquida visto que a continuação da injeção de
vapor causa resultado negativo. Algumas intervenções operacionais podem ser realizadas como,
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
84
Tese de Doutorado PPGCEP / UFRN
Conclusões e recomendações
por exemplo, reduzir ou até mesmo cessar a vazão de vapor ou a injeção de fluidos alternativos.
Todas estas considerações foram objetivo do estudo onde se pode melhorar a rentabilidade do
projeto reduzindo o custo com o vapor ou injetando um fluido mais barato que mantenha o
mesmo nível de produção de óleo.
Como a vazão de 25 t/dia apresentou melhor resultado em relação às outras curvas, em
termos de produção acumulada líquida, foi escolhida para ser a vazão de injeção de vapor do
modelo de reservatório base.
5.1.1. Injeção Contínua de vapor
A Figura 5.3 mostra as curvas do Fator de recuperação e da Razão Óleo-Vapor (ROV) em
função do tempo para a injeção contínua de vapor.
Figura 5. 3. Curvas Fator de recuperação e ROV versus tempo – Injeção contínua de vapor.
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
85
Tese de Doutorado PPGCEP / UFRN
Conclusões e recomendações
Analisando o gráfico da Figura 5.3, nota-se que a injeção contínua de vapor para a vazão
de vapor adotada de 25 t/dia retorna um fator de recuperação final de 75%.
Observando a curva da Razão óleo-vapor, observa-se que a chegada do banco de óleo
ocorre entre o 6° e o 7° ano, período em que começa a haver aumento de produção. O auge da
vazão de óleo ocorre em torno do 8° ano de projeto, onde a partir deste período ocorre o declínio
da produção. A ROV de 10%, na fase de declínio, é alcançada no 14° ano de projeto.
5.2.
Equivalência dos fluidos alternativos
Para a escolha da vazão de injeção dos gases considerados, tomou-se como base a
equivalência em termos de custo, de acordo com a Equação 2.18 da produção acumulada líquida
de óleo. Como a vazão de vapor adotada foi de 25 t/dia, a dos gases será de 2500 m³std/d, visto
que a ROVlim considerada foi 0,10 e a ROf-allim foi 0,001 para os gases.
Para a vazão de injeção de água, devido a maior incerteza dos custos relacionados adotouse a equivalência em massa resultando em 25 m³std/d.
5.2.1. Comparativo entre a injeção contínua dos fluidos alternativos e a
recuperação primária
A Figura 5.4 ilustra as curvas de injeção contínua dos fluidos alternativos em relação à
recuperação primária em termos de Fator de recuperação. Como pode ser observada, a
recuperação de óleo devido a injeções destes fluidos apresentam melhores resultados em relação
à recuperação primária, sendo que este apresentou um fator de recuperação em torno de 8,5%.
Quando se injetou CH4 e N2, os resultados foram semelhantes, apresentado um resultado em torno
de 9%. Quando se injetou água, o resultado aumentou em relação à recuperação primária e o
ganho foi de 3,5 pontos percentuais.
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
86
Tese de Doutorado PPGCEP / UFRN
Conclusões e recomendações
Figura 5. 4. Gráfico Fator de recuperação versus tempo – comparativo entre os fluidos
alternativos e a recuperação primária.
O fluido alternativo que apresentou melhor resultado, individualmente, foi o CO2 que
atingiu um fator de recuperação de 16,5%. Isso se deve à solubilidade desse gás pelo óleo,
dissolvendo-se bem no mesmo, causando sua vaporização e inchamento. Além disto, esse fato
tem mais uma consequência importante que é a redução da viscosidade do óleo, melhorando o
fluxo do mesmo no interior do reservatório.
A Figura 5.5 ilustra um comparativo, em termos de perfis de viscosidade do óleo (cP),
entre a injeção de metano e a injeção de gás carbônico durante o 4°, 8° e 16° ano de projeto.
Como pode ser notada, a Figura 5.4 mostra uma clara diferença entre a viscosidade do óleo
quando CO2 é injetado e quando CH4 é injetado. Enquanto na injeção de metano tem-se uma
viscosidade do óleo em torno de 900 cP, na injeção de gás carbônico tem áreas com viscosidade
distinta, mas, em algumas áreas têm-se valores menores que 500 cP, como indicado nos mapas.
Um detalhe importante é que os gases foram injetados a temperatura ambiente e no caso do
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
87
Tese de Doutorado PPGCEP / UFRN
Conclusões e recomendações
metano, o óleo resfriou consequentemente aumentando ainda mais sua viscosidade em relação à
condição inicial (t=0).
CH4
CH4
CH4
t= 4 anos
CO2
t= 4 anos
t= 8 anos
CO2
t= 8 anos
t= 16 anos
CO2
t= 16 anos
Figura 5. 5. Mapa de viscosidade do óleo (cP) – comparativo entre a injeção de CH4 e CO2.
Diante desta análise conclui-se que a injeção contínua dos fluidos alternativos aplicados
ao modelo de reservatório estudado, não são eficientes individualmente se comparado com o
resultado obtido com a injeção de vapor.
5.3.
Análise de desempenho dos fluidos alternativos junto ao vapor
Nesta seção foi estudada a combinação da injeção de vapor com os fluidos alternativos
(metano, nitrogênio, gás carbônico, água) e sem nenhum fluido alternativo, nas suas três formas
de injeção: alternada, coinjetada e após.
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
88
Tese de Doutorado PPGCEP / UFRN
Conclusões e recomendações
5.3.1. Injeção de Metano
Foram estudadas diferentes formas de injeção para os fluidos alternativos junto ao vapor e
os resultados podem ser vistos na Tabela 5.1, que mostra a produção acumulada de óleo, o fator
de recuperação, a produção acumulada de água e o VPI no final do projeto de injeção de vapor e
metano. Os resultados foram organizados considerando a recuperação de óleo de forma
decrescente.
Para melhor compreensão da Tabela 5.1, será mostrado a interpretação de 3 casos
aleatórios considerando as diferentes formas de injeção: o caso 12 representa a injeção de metano
após 10 anos de injeção de vapor; o caso 23 indica que vapor e metano são injetados de forma
alternada a cada 4 anos de projeto; já no caso 16, vapor e metano são coinjetados até o nono ano
de projeto, sendo que após este tempo nenhum dos fluidos permanece sendo injetado.
Tabela 5. 1. Resultados obtidos na injeção de vapor e metano – Produção de óleo e água.
caso
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
Forma de injeção
contínua de vapor
após
após
após
após
coinjetada
coinjetada
coinjetada
após
coinjetada
coinjetada
após
coinjetada
coinjetada
após
coinjetada
após
alternada
coinjetada
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Tempo
16 anos
15 anos
14 anos
13 anos
12 anos
14 anos
15 anos
13 anos
11 anos
16 anos
12 anos
10 anos
11 anos
10 anos
9 anos
9 anos
8 anos
8 anos
8 anos
VPIvapor
2,56
2,41
2,25
2,08
1,92
2,30
2,47
2,14
1,76
2,63
1,97
1,59
1,81
1,64
1,43
1,48
1,27
1,27
1,32
Np (m³std)
27.732
27.596
27.320
26.922
26.490
25.886
25.836
25.826
25.808
25.691
25.588
25.133
25.085
24.266
24.095
23.258
23.232
23.232
22.559
Fr (%)
75,04
74,68
73,93
72,85
71,68
70,05
69,91
69,89
69,84
69,52
69,24
68,01
67,88
65,66
65,20
62,94
62,87
62,87
61,04
Wp (m³std)
165.344
162.503
155.847
147.518
138.893
159.522
167.289
150.973
129.526
171.721
142.158
120.199
132.997
123.559
110.467
113.879
100.876
100.876
104.393
89
Tese de Doutorado PPGCEP / UFRN
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
38
39
40
41
42
alternada
coinjetada
após
alternada
alternada
alternada
alternada
alternada
alternada
alternada
alternada
após
coinjetada
após
após
coinjetada
após
coinjetada
após
coinjetada
após
coinjetada
coinjetada
7 anos
7 anos
7 anos
4 anos
5 anos
3 anos
2 anos
1 ano
6 anos
3 meses
6 meses
6 anos
6 anos
5 anos
4 anos
5 anos
3 anos
4 anos
2 anos
3 anos
1 ano
2 anos
1 ano
Conclusões e recomendações
1,27
1,15
1,11
1,28
1,30
1,30
1,30
1,30
1,30
1,30
1,29
0,98
0,99
0,81
0,65
0,82
0,49
0,66
0,33
0,49
0,16
0,33
0,16
19.630
18.842
18834
17.674
16.028
15263
15.170
14776
14.565
13780
13.723
8.838
7.743
6.677
5.626
5.141
4.718
4.220
4.156
3.817
3.796
3.531
3.284
53,12
50,99
50,97
47,83
43,37
41,30
41,05
39,99
39,41
37,29
37,14
23,92
20,96
18,07
15,23
13,91
12,77
11,42
11,25
10,33
10,27
9,56
8,89
94.149
92.811
88.057
96.776
95.904
94.034
94.932
93.551
91.922
91.572
91.661
65.075
72.395
57.655
52.486
62.366
45.622
55.321
38.430
47.893
31.137
39.905
31.611
Fazendo uma análise da Tabela 5.1, nota-se que 19 casos apresentam fatores de
recuperação acima de 60%, sendo que em todos os casos houve pelo menos oito anos de injeção
de vapor. Em termos volumétricos, significa que se deve injetar 1,32 volumes porosos para
começar a ter recuperações desta ordem. Em contrapartida, nos casos que apresentaram
recuperações desta magnitude, mais de 100.000 m³std de água foram produzidos.
Outro detalhe importante é que a diferença em termos de fator de recuperação entre o
modelo que cessou o vapor após 15 anos (caso 2) e o que cessou após 8 anos (caso 17), seguido
de injeção de metano, foi de 11,8 pontos percentuais. A questão importante é que para obter esse
aumento, injetou-se quase 90% a mais de volume de vapor.
A Figura 5.6 apresenta os dois melhores resultados em relação à produção acumulada
líquida de óleo para cada forma de injeção. Como podem ser observados, os melhores resultados
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
90
Tese de Doutorado PPGCEP / UFRN
Conclusões e recomendações
foram obtidos na injeção de metano após 14 (caso 3) e 15 anos (caso 2) de injeção de vapor. Um
importante detalhe nas curvas de injeção de metano após o vapor é que a produção acumulada
líquida de óleo tem seu máximo alcançado (13.514 m³std) no 14° ano de projeto, onde apenas
vapor foi injetado. À medida que o metano é inserido no reservatório, a produção de óleo cai,
fazendo com que o resultado líquido seja negativo o que acarreta o declínio da curva. Quando
comparado com a injeção de metano após o 14° e o 15° ano de vapor, pode-se concluir que seria
preferível manter a injeção contínua de vapor a substituir pelo metano.
Figura 5. 6. Produção acumulada líquida versus tempo – injeção de vapor e metano
Analisando os melhores resultados onde metano e vapor são coinjetados, observa-se que
as curvas apresentam uma forte queda até o 7° ano de projeto, sendo que quando o banco de óleo
chega ao poço produtor, o resultado líquido já é muito negativo e mesmo a curva ascendendo, os
máximos resultados de produção acumulada líquida de óleo para coinjeção de vapor e metano
durante 12 (caso 11) e 13 anos (caso 8) foi de 3687 e 2101 m³std, respectivamente. No caso em
que vapor e metano são injetados de forma alternada os melhores resultados foram obtidos
quando os fluidos são alternados em 7 (caso 20) e 8 anos (caso 18), sendo que neste último o
resultado foi de 10041 m³std.
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
91
Tese de Doutorado PPGCEP / UFRN
Conclusões e recomendações
A Figura 5.7 apresenta o comportamento do Fator de recuperação em função do volume
poroso injetado de vapor para os 6 casos apresentados na Figura 5.6. É importante ressaltar que
quando a curva tem ascensão vertical, significa que o metano está sendo injetado.
Figura 5. 7. Fator de recuperação versus Volume Poroso Injetado – Injeção de vapor e metano.
Analisando-se as curvas da Figura 5.7 observa-se que os melhores resultados em termos
de Fator de recuperação versus VPI foram obtidos quando o fluido alternativo foi injetado após
14 e 15 anos de vapor, sendo que nos dois casos o fator de recuperação teve valores próximos a
75%. Para estes casos, a produção acumulada líquida de óleo máxima ocorreu no 14° ano de
projeto, o que representa 2,25 Volume Porosos Injetado (VPI) de vapor. O ganho de produção, a
partir dos 14 anos de projeto, não compensa a continuidade da injeção segundo a Figura 5.6.
Os resultados obtidos mostraram que o metano, quando injetado após o vapor, não
mantém os níveis de produção que o vapor gera. Por isso, os melhores resultados foram obtidos
quando o vapor foi injetado até o fim do projeto.
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
92
Tese de Doutorado PPGCEP / UFRN
Conclusões e recomendações
Nos casos em que o metano foi coinjetado com o vapor, os níveis de fator de recuperação
foram menores aos obtidos com a injeção de vapor sozinha, ou seja, a presença do metano não
aumentou o fator de recuperação.
Nos casos em que o metano foi alternado com o vapor, são injetados em torno de 1,30
volumes porosos. Considerando estes casos, o melhor resultado obtido foi injetar vapor durante 8
anos seguido de metano também por 8 anos, resultando em um Fator de recuperação de 62,6%.
A Figura 5.8 mostra o desempenho da injeção de metano após o vapor em relação ao
Fator de recuperação, considerando os 15 casos em que o vapor era cessado e seguido pela
injeção do CH4. Cada barra que compõe o gráfico tem no eixo das abscissas o tempo em que a
injeção de vapor foi interrompida. Vale destacar também que cada barra representa a composição
do Fator de recuperação, sendo que os pontos percentuais ganhos quando o vapor atuou no
reservatório está em azul e os pontos percentuais ganho quando o metano atuou em vermelho.
Figura 5. 8. Resultados da injeção de metano após paradas anual do vapor – Fator de recuperação.
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
93
Tese de Doutorado PPGCEP / UFRN
Conclusões e recomendações
Na Figura 5.8, nota-se que um aumento significativo de produção ocorre com o cessar do
vapor entre o 6° (caso 31) e o 7° ano (caso 22) de projeto onde a recuperação de óleo aumentou
de 23,92 para 50,97 pontos percentuais, o que representa um aumento de 113%. Isso se dá devido
à chegada do banco de óleo aquecido, que é conduzido a frente da frente de vapor, ao poço
produtor sendo que no 8° ano de projeto ocorre o breakthrough, como mostra a Figura 5.9.
Outro detalhe importante é que, à medida que o vapor atua mais tempo no reservatório,
aumenta sua participação na recuperação de óleo. Já no caso do metano, sua participação
aumenta até o caso em que o vapor é interrompido no 8° ano, correspondendo a 39 pontos
percentuais para este caso, sendo que depois declina como pode ser visto na Figura 5.8. Um
detalhe importante é que esse aumento de 39 pontos não se dá exclusivamente pela atuação do
metano, é também e principalmente devido ao óleo aquecido no poço produtor.
Injeção de CH4 após 10 anos de vapor
Injeção de CH4 após 10 anos de vapor
Injeção de CH4 após 10 anos de vapor
t=0
t= 7 anos
t= 8 anos
Figura 5. 9. Mapas de saturação de gás – Injeção de metano após 10 anos de vapor – 7° e 8° ano.
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
94
Tese de Doutorado PPGCEP / UFRN
Conclusões e recomendações
Os resultados obtidos com a injeção de nitrogênio ou gás carbônico como fluido
alternativo ao vapor são similares aos obtidos com o metano. Apesar das diferentes propriedades
dos gases estudados, foram encontrados comportamentos similares ao serem injetados no
reservatório estudado. Diante disto, resolveu-se colocar em Anexo o estudo relativo a estes
fluidos na seção 8.
No Anexo desta tese, a seção 8.1 apresenta o estudo da injeção de nitrogênio como fluido
alternativo ao vapor e na seção 8.2 o gás carbônico.
5.3.1.1.
Análise da injeção de gás como fluido alternativo ao vapor
Como foi visto nos gráficos de produção acumulada líquida de óleo e considerando a
configuração operacional utilizada, a injeção de qualquer um dos gases como fluido alternativo
ao vapor não apresentou resultados satisfatórios, visto que o ponto máximo da curva é obtido
apenas com a injeção de vapor, considerando a produção acumulada líquida de óleo. Para
compreender o insucesso técnico e econômico, deve-se entender fisicamente a atuação dos gases
no reservatório nas suas três formas de injeção.
5.3.1.1.1. Análise da injeção de gás após o vapor
A Figura 5.10 apresenta um comparativo entre a injeção de metano após 8 anos de vapor
(caso 17) e a injeção contínua de vapor (caso 1) através de perfis de temperatura (°F).
No caso da injeção de CH4 após 8 anos de vapor, no 10° ano de projeto, o gás ao entrar
em contato com o óleo aquecido esfria a área aquecida criando áreas de menor temperatura em
relação a injeção contínua de vapor. Com este esfriamento, a viscosidade do óleo aumenta o que
acarreta na dificuldade de deslocá-lo no meio poroso, sendo que o óleo produzido é mais viscoso.
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
95
Tese de Doutorado PPGCEP / UFRN
Injeção de vapor
t= 8 anos
Conclusões e recomendações
CH4 após 8 anos
t= 8 anos
Injeção de vapor
t= 10 anos
Injeção de vapor
t= 13 anos
CH4 após 8 anos
t= 13 anos
Injeção de vapor
t= 16 anos
CH4 após 8 anos
t= 16 anos
CH4 após 8 anos
t= 10 anos
Figura 5. 10. Perfis de Temperatura do reservatório (°F) – comparativo entre a injeção de CH4
após 8 anos de vapor e a injeção contínua de vapor.
Para o 13° e 16° ano de projeto, na injeção de vapor e metano nota-se que o resfriamento
do reservatório prossegue, aumentando cada vez mais a viscosidade do óleo e, consequentemente,
diminuindo a mobilidade do óleo. Para a injeção contínua de vapor percebe-se uma temperatura
média de 300°F em torno do poço produtor, onde o óleo aquecido foi produzido.
Outro fato importante é que ao se injetar gás no meio poroso após o breakthrough, o gás
flui pelo caminho preferencial (topo do reservatório) não atuando na base do reservatório onde o
banco de óleo fica retido.
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
96
Tese de Doutorado PPGCEP / UFRN
Conclusões e recomendações
Diante desses argumentos pode-se concluir que é mais viável técnica e economicamente
cessar a injeção de vapor e não inserir fluidos no reservatório do que inserir gases como fluido
alternativo ao vapor.
5.3.1.1.2. Análise da coinjeção de vapor e gás
Ao se coinjetar vapor e gás observou-se que o comportamento das curvas é muito
próximo à injeção de vapor, ou seja, não houve benefício ao injetá-los juntos. Apesar de atingir
bons níveis de fator de recuperação, tem o lado econômico onde há o custo do vapor e do gás
simultaneamente (equação 2.17).
A ideia de se coinjetar os fluidos é a de expandir a câmara de vapor fazendo com que atue
em uma maior porção do reservatório em relação ao vapor sozinho, aumentando a eficiência de
varrido, a produção de óleo e, principalmente, antecipar a produção para se obter retorno
econômico mais rápido. Ao analisar as curvas de produção acumulada líquida, observou-se que o
valor torna-se muito negativo, próximo a -10000 m³std e, mesmo com a chegada do banco de
óleo, não atingem resultados competitivos com a injeção de vapor. A presença do gás junto ao
vapor fez com que o breakthrough ocorresse mais cedo, levando ao declínio da produção de
forma mais rápida.
A Figura 5.11 apresenta um comparativo, em termos de mapas de temperatura (°F), entre
a injeção contínua de vapor (caso 1) e a coinjeção de vapor e metano durante os 16 anos de
projeto (caso 10).
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
97
Tese de Doutorado PPGCEP / UFRN
Injeção de vapor
Injeção de vapor
Injeção de vapor
Conclusões e recomendações
t= 0
t= 7 anos
t= 16 anos
Coinjetado 16 anos
Coinjetado 16 anos
Coinjetado 16 anos
t= 0
t= 7 anos
t= 16 anos
Figura 5. 11. Mapas de temperatura (°F) – comparativo entre a injeção contínua de vapor e
coinjeção de vapor e metano para o 7° e 16° ano de projeto.
Fazendo um comparativo entre a injeção contínua de vapor e a coinjeção de vapor e
metano no 7° ano de projeto, nota-se que no primeiro caso que há formação de zonas de maior
temperatura em relação ao caso onde os fluidos foram coinjetados. Outro importante detalhe no
caso da coinjeção é que, de fato, ocorre uma maior expansão da câmara de vapor apesar de ser a
uma menor temperatura em relação à injeção contínua de vapor, mas pode ser explicado pela
maior vazão mássica no reservatório. Devido a esta expansão, o breakthrough ocorre mais cedo
quando a gás é injetado junto ao vapor em relação a este injetado sozinho.
Analisando o mapa de temperatura ao final do projeto, observa-se que os perfis de
temperatura são semelhantes, indicando que as áreas varridas nos dois casos são similares
implicando em resultados de produção de óleo próximos.
Como a produção acumulada líquida é resultado da produção descontado os custos do
vapor e do gás, no caso da coinjeção, percebe-se que não é viável a coinjeção dos fluidos visto
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
98
Tese de Doutorado PPGCEP / UFRN
Conclusões e recomendações
que os resultados de produção são semelhantes independentemente da presença do gás junto ao
vapor.
5.3.1.1.3. Análise da injeção alternada de vapor e gás
Para mostrar o que ocorre quando o vapor e o gás são alternados, a Figura 5.12 apresenta
um comparativo entre a injeção contínua de vapor e a alternância de vapor e metano a cada 2
anos (caso 26) em termos de mapas de temperatura (°F).
Injeção de vapor
t= 0 anos
Alternado - 2 anos
t= 0 anos
Alternado - 2 anos
Injeção de vapor
t= 4 anos
Injeção de vapor
t= 8 anos
Injeção de vapor
t= 16 anos
Alternado - 2 anos
Alternado - 2 anos
Alternado - 2 anos
t= 0
t= 4 anos
t= 8 anos
t= 16 anos
Figura 5. 12. Mapas de temperatura (°F) – comparativo entre a injeção contínua de vapor e
injeção alternada de vapor e metano a cada 2 anos.
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
99
Tese de Doutorado PPGCEP / UFRN
Conclusões e recomendações
Ao final do primeiro ciclo, 4 anos de projeto, pode-se perceber que a injeção de metano
após a primeira cota de vapor esfriou a área varrida pelo mesmo, fazendo com que o óleo
aumente sua viscosidade. Com isso o gás não tem energia suficiente para deslocar este óleo sendo
que, no caso da injeção contínua, o óleo desloca-se com maior velocidade no meio poroso,
bastando observar as frentes de avanço.
Ao final do 2° ciclo, nota-se que enquanto ocorre o breakthrough do vapor, no caso da
injeção contínua, a injeção de metano faz com que ocorra novamente o esfriamento do óleo e o
consequente não avanço do banco de óleo aquecido no meio poroso.
Ao final do período de produção, observa-se que apesar do banco de óleo ter chegado ao
poço produtor, no caso da injeção alternada dos fluidos, o perfil de temperatura mostra valores
menores em relação às zonas formadas pela injeção contínua de vapor.
Baseado nos fatos mencionados anteriormente pode-se explicar a grande diferença de
produção nos dois casos, sendo o fator de recuperação obtido com a injeção contínua de vapor
75% e com a injeção alternada de vapor e gás a cada dois anos 20%.
5.3.2. Injeção de água como fluido alternativo ao vapor
Na Tabela 5.2 são exibidos os resultados encontrados para a produção acumulada de óleo,
fator de recuperação e produção acumulada de água ao final do projeto de injeção de água como
fluido alternativo ao vapor, considerando as duas formas de injeção (alternada e após), e os
diversos casos estudados. Também são mostradas as condições de operação modificadas no
modelo, assim como o volume poroso injetado de vapor. Os resultados foram organizados
considerando a recuperação de óleo de forma decrescente.
Tabela 5. 2. Resultados obtidos na injeção de vapor e água – Produção de óleo e água.
caso
1
43
44
Forma de injeção Tempo VPIvapor Np (m³std)
contínua de vapor 16 anos
2,56
27.732
após
13 anos
2,08
28.239
após
14 anos
2,24
28.187
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
Fr (%) Wp (m³std)
75,04
165.344
76,42
162.436
76,28
162.619
100
Tese de Doutorado PPGCEP / UFRN
45
46
47
48
49
50
51
52
53
54
55
56
57
58
59
60
61
62
63
64
65
66
67
após
após
após
após
após
após
alternada
alternada
alternada
após
alternada
alternada
alternada
após
alternada
após
alternada
após
alternada
alternada
após
após
após
Conclusões e recomendações
12 anos
15 anos
11 anos
10 anos
9 anos
8 anos
8 anos
4 anos
7 anos
7 anos
5 anos
6 anos
3 anos
6 anos
2 anos
5 anos
1 ano
4 anos
6 meses
3 meses
3 anos
2 anos
1 ano
1,92
2,41
1,76
1,59
1,43
1,27
1,27
1,30
1,27
1,11
1,30
1,30
1,30
0,98
1,30
0,81
1,30
0,65
1,29
1,30
0,49
0,33
0,16
28.073
27.896
27.673
27.089
26.214
25.371
25.371
23.342
22.650
22.630
22.459
21.622
21.366
21.005
20.911
18.118
16.880
14.781
13.413
11.748
11.513
8.593
5.978
75,97
75,49
74,89
73,30
70,94
68,65
68,65
63,16
61,29
61,24
60,78
58,51
57,82
56,84
56,59
49,03
45,68
40,00
36,30
31,79
31,16
23,25
16,18
162.606
163.862
162.591
161.727
161.000
160.572
160.572
164.737
159.801
158.546
164.856
161.770
164.596
158.833
164.148
155.438
158.008
149.975
147.047
141.519
141.576
135.361
136.516
Analisando a Tabela 5.2 nota-se que 14 casos apresentaram Fatores de Recuperação
acima de 60% sendo que deste grupo que atingiram este patamar de produção, 8 casos atingiram
valores acima de 70%.
Em relação ao volume de vapor injetado, destaca-se a injeção de água após 7 anos de
vapor onde 1,11 volumes porosos (62165 toneladas) foram injetados e obteve-se uma
recuperação de 61,24%. Por outro lado, analisando a produção de água, dentre os casos que
atingiram recuperação acima de 60%, este caso foi o que apresentou menor volume de água
produzida 158.546,70 m³std. Traduzindo para custos de tratamento e descarte, considerando um
custo de US$3,00/m³std, tem-se um valor de mais de US$950.000,00 o que representa um custo
significativo para um projeto de injeção de vapor.
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
101
Tese de Doutorado PPGCEP / UFRN
Conclusões e recomendações
A Figura 5.13 apresenta os melhores resultados em relação à produção acumulada líquida
de óleo, considerando as formas de injeção estudadas.
Figura 5. 13. Produção acumulada líquida de óleo versus tempo – injeção de vapor e água.
Diferentemente dos gases, a água atuou de forma eficiente como fluido alternativo,
aumentando a produção acumulada líquida de óleo em relação à injeção contínua de vapor (ver
Figura 5.2). O melhor resultado obtido foi injetando vapor durante 11 anos seguido de água por 5
anos (caso 47), alcançando uma produção acumulada líquida próxima a 15400 m³std. Quando a
água foi injetada de forma alternada, a melhor resposta foi obtida quando os fluidos foram
alternados em 8 anos (caso 50), resultando numa produção acumulada líquida de 14400 m³std.
Assim como para os gases, o melhor resultado foi obtido quando a injeção do fluido
alternativo ocorreu após o vapor o que indica que para o tipo de reservatório estudado, que
apresenta uma alta permeabilidade e contém um óleo de alta viscosidade, a injeção de forma
alternada e coinjetada são menos eficientes em relação à produção acumulada líquida.
A Figura 5.14 apresenta o gráfico fator de recuperação versus volume poroso injetado de
vapor para injeção de água como fluido alternativo ao vapor, considerando os casos da Figura
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102
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Conclusões e recomendações
5.13. Nota-se que a água tem boa colaboração no fator de recuperação final, onde é observada
pelos trechos em que a curva apresenta uma ascensão vertical. Em relação à injeção alternada de
vapor e água, o melhor resultado encontrado foi a alternância a cada 8 anos (caso 50), onde o
Fator de recuperação ficou próximo a 70%. Um detalhe importante é que durante a injeção de
vapor a recuperação de óleo foi em torno de 22% e durante a injeção de água 45%.
Figura 5. 14. Fator de recuperação versus Volume Poroso Injetado – Injeção de vapor e água.
Considerando o caso 47 (11 anos de injeção de vapor seguido por água), onde apresentou
uma maior produção acumulada líquida de óleo, durante os 5 anos de injeção de água, a
recuperação foi de 12 pontos percentuais o que representa 16% da recuperação total (74,89%).
De acordo com o tipo de reservatório estudado, a injeção de água após o vapor mostra ser a
solução mais eficiente, de forma a reduzir custos e mantendo elevados níveis de recuperação de
óleo.
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Conclusões e recomendações
Comparando o modelo de injeção de água após 11 anos de vapor (caso 47) com a
contínua de vapor (caso 1), vê-se que a injeção combinada alcançou uma recuperação de óleo
semelhante e uma produção acumulada líquida de 1900 m³std a mais.
A Figura 5.15 mostra um comparativo, em termos de saturação de óleo, entre a injeção
contínua de vapor e a injeção de água após 11 anos de vapor, onde se percebe que o mérito da
injeção de água se deve a sua atuação deslocando o óleo aquecido, principalmente na base do
reservatório, área em que o vapor não aquece com tanta eficiência. Esta afirmação pode ser
comprovada observando a saturação de óleo ao final da produção para os dois casos.
Injeção de vapor
t= 0
Injeção de vapor
t= 11 anos
Injeção de vapor
t= 16 anos
Após 11 anos
Após 11 anos
t= 0
t= 11 anos
Figura 5. 15. Mapas de saturação de óleo – Injeção de água após 11 anos de vapor – 11° e 16°
ano de projeto.
O método só não é mais eficiente devido à água, por ser injetada a temperatura ambiente,
troca calor com o óleo, de forma que este volta a ter sua viscosidade aumentada, dificultando seu
deslocamento no meio poroso.
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Conclusões e recomendações
A Figura 5.16 exibe o desempenho da injeção de água após o vapor, em relação ao Fator
de recuperação. Cada barra que compõe o gráfico tem no eixo das abscissas o tempo em que a
injeção de vapor foi interrompida, seguido de injeção de água. As barras mostradas ilustram os
pontos percentuais ganhos quando o vapor (azul) e a água (amarela) atuaram no reservatório.
Figura 5. 16. Resultados da injeção de água após paradas anual do vapor – Fator de recuperação.
Na injeção de água como fluido alternativo ao vapor observa-se uma ascensão mais suave
no aumento de produção, seguido de uma estabilização a partir do modelo que injeta água após
11 anos de vapor. Nos modelos em que o vapor foi interrompido do 1° ao 6° ano, a água é
responsável por volta de 90% da recuperação total de óleo sendo que, a partir deste ponto,
começa o declínio da participação da água na composição do Fator de recuperação. Esse
comportamento apresentado é bem distinto dos vistos com injeção de gás, onde o aumento de
resposta é brusco.
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105
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Conclusões e recomendações
Assim como nos casos estudados anteriormente, à medida que o vapor tem maior tempo
de atuação no reservatório, maior sua participação no Fator de recuperação. Já a água,
considerando a participação dela na composição do Fator de recuperação, apresenta um resultado
constante até o modelo em que o vapor é injetado até o 6° ano de projeto e depois declina como
dito anteriormente. Comparando a Figura 5.16 com o comportamento dos gases como fluido
alternativo, percebe-se a maior atuação da água na composição da recuperação final de óleo,
indicando a possibilidade de sucesso do método.
Ao analisar os resultados de injeção de água como fluido alternativo após o vapor,
observou-se que a injeção não pode ocorrer muito cedo, pois o vapor não propagou calor
suficiente no reservatório para aquecer e deslocar o óleo, nem pode ser muito tarde, pois estando
o reservatório com certa maturidade térmica e baixos índices de produção, a água apenas esfriará
o reservatório, não conseguindo deslocar o banco de óleo.
5.3.2.1.
Análise da injeção de água como fluido alternativo ao vapor
A Figura 5.13 mostrou que a produção acumulada líquida de óleo máxima na injeção de
água como fluido alternativo ao vapor foi de 15358 m³std, para o caso 47 (11 anos de injeção de
vapor seguido por 5 anos de injeção de água). No caso da injeção contínua de vapor, o resultado
máximo obtido foi de 13514 m³std, como visto na Figura 5.2 (caso 1). Um significativo ganho de
quase 2000 m³std, o que representa um valor em torno de 14% maior.
Para compreender o bom desempenho da água como fluido alternativo ao vapor, a Figura
5.17 mostra um comparativo em termos de perfil de temperatura (°F) após o 11° ano de produção
entre a injeção contínua de vapor e a injeção de água após 11 anos de vapor.
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Injeção de vapor
Injeção de vapor
t= 11 anos
Conclusões e recomendações
Injeção de vapor e água
t= 11 anos
Injeção de vapor e água
t= 12 anos
t= 12 anos
Injeção de vapor
t= 14 anos
Injeção de vapor
t= 16 anos
Injeção de vapor e água
Injeção de vapor e água
t= 14 anos
t= 16 anos
Figura 5. 17. Mapas de temperatura (°F) – comparativo entre a injeção contínua de vapor e
injeção de água após 11 anos de vapor.
No 12° ano do projeto nota-se que a injeção de água cria uma zona fria, temperatura em
torno de 70°F, que desloca o óleo aquecido ao poço produtor. É nítido que, para o caso de injeção
de água, a temperatura do óleo aquecido cai em relação à injeção contínua de vapor. Enquanto a
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107
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Conclusões e recomendações
temperatura média na maior zona formada pelo vapor é em torno de 340°F, no sistema de injeção
de água esse valor é próximo a 300°F.
No 14° e 16° ano de projeto observa-se a continuação desse processo onde se aumenta a
zona fria e as temperaturas médias das zonas de óleo aquecido diminuem. O sucesso do método
está no deslocamento que a água fornece ao banco de óleo aquecido, fazendo com que este seja
produzido. Uma questão importante, neste caso, é que o crescimento da zona fria é lenta devido à
vazão de água ser relativamente baixa, 25 m³/dia.
Na próxima seção será feita uma análise de sensibilidade onde a vazão do fluido
alternativo será estudada. A ideia é que com o aumento da vazão esta zona fria cresça mais
rapidamente deslocando mais óleo ao poço produtor. Por outro lado, uma vazão elevada pode
acarretar em fingers de água e, por invadir a zona de óleo, acarrete na redução de temperatura da
zona quente, aumentando a viscosidade do óleo mais rapidamente.
Em relação à injeção alternada de vapor e água, conhecido na literatura como WASP, as
razões aos quais fizeram com que o método não obtivesse sucesso são semelhantes aos
comentados na seção 5.3.1.1.3 sobre a injeção alternada de vapor e gás.
5.3.3. Injeção de vapor sem fluido alternativo
Na Tabela 5.3 são apresentados os resultados encontrados para a produção acumulada de
óleo, fator de recuperação e produção acumulada de água ao final do projeto de injeção de vapor
sem fluido alternativo, considerando duas formas de injeção: interrompida (quando é cessada a
injeção de vapor, nenhum fluido alternativo é injetado após determinado tempo) e alternada (o
vapor é injetado apenas em intervalos definidos).
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108
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Conclusões e recomendações
Tabela 5. 3. Resultados obtidos na injeção de vapor sem fluido alternativo – Produção de óleo e água.
caso
1
68
69
70
71
72
73
74
75
76
77
78
79
80
81
82
83
84
85
86
87
88
89
90
91
92
Forma de injeção Tempo VPIvapor Np (m³std)
contínua de vapor 16 anos
2,56
27.732
interrompida
15 anos
2,41
27.735
interrompida
14 anos
2,24
27.629
interrompida
13 anos
2,08
27.358
interrompida
12 anos
1,92
26.885
interrompida
11 anos
1,76
26.057
interrompida
10 anos
1,59
25.128
interrompida
9 anos
1,43
24.293
interrompida
8 anos
1,27
23.446
alternada
8 anos
1,27
23.446
alternada
4 anos
1,28
17.241
alternada
5 anos
1,30
16.182
alternada
3 anos
1,30
14.754
alternada
2 anos
1,30
14.678
alternada
6 anos
1,30
13.660
alternada
1 ano
1,30
12.137
alternada
7 anos
1,27
11.535
alternada
3 meses
1,30
11.425
alternada
6 meses
1,29
11.341
interrompida
7 anos
1,11
10.962
interrompida
6 anos
0,98
7.489
interrompida
5 anos
0,81
5.658
interrompida
4 anos
0,65
4.801
interrompida
3 anos
0,49
4.247
interrompida
2 anos
0,33
3.899
interrompida
1 ano
0,16
3.670
Fr (%) Wp (m³std)
75,04
165.344
75,05
161.421
74,77
154.362
74,03
146.170
72,75
137.399
70,51
128.272
68,00
119.051
65,74
109.839
63,45
100.420
63,45
100.420
46,66
96.324
43,79
95.820
39,93
94.639
39,72
94.601
36,97
90.866
32,85
90.126
31,21
80.522
30,92
87.642
30,69
87.983
29,66
74.379
20,27
61.399
15,31
54.793
12,99
49.657
11,49
44.091
10,55
37.977
9,93
30.453
Observando a Tabela 5.3, nota-se que 9 casos apresentaram fatores de recuperação acima
de 60% sendo que em todos os casos houve pelo menos oito anos de injeção de vapor. O volume
mínimo a ser injetado no modelo de reservatório estudado para se obter recuperações desta
magnitude é mais de 71000 toneladas de vapor (1,27 VPI). Considerando estas configurações
operacionais, a produção de água foi superior a 100.000 m³std.
No caso da injeção de vapor sem fluido alternativo, a diferença em termos de fator de
recuperação entre o modelo que apresentou melhor resultado (caso 68) e o modelo de injeção
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109
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Conclusões e recomendações
interrompida no 8° ano de projeto foi de 11,60 pontos percentuais, considerando que para este
ultimo foi injetado um volume de vapor 47% menor.
Apesar de se estar analisando fluidos alternativos para o vapor, não se pode descartar uma
injeção de vapor de forma interrompida ou cessada durante alguns períodos de tempo definidos.
A grande vantagem é o baixo custo durante a fase da não injeção. Diante disto foi feito o estudo
de injeção de vapor dessas duas formas, e os melhores resultados para a produção acumulada
líquida de óleo estão ilustrados na Figura 5.18.
Figura 5. 18. Produção acumulada líquida de óleo versus tempo – injeção interrompida de vapor.
Como podem ser observados na Figura 5.18, os resultados obtidos ao final do projeto (16
anos) em termos de produção líquida acumulada são bem semelhantes, em torno de 16000 m³std,
onde o melhor resultado foi a injeção de vapor interrompida no 8° ano de projeto (caso 75), que
obteve um resultado de 15900 m³std considerando a ROVlim de 0,10.
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110
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Conclusões e recomendações
A Figura 5.19 apresenta os melhores resultados para a injeção interrompida de vapor
em termos de Fator de recuperação versus volume poroso injetado de vapor.
Figura 5. 19. Fator de recuperação versus Volume Poroso Injetado – Injeção interrompida de
vapor.
De acordo com a Figura 5.19, a injeção interrompida de vapor no 8° ano, que obteve
melhor resultado em termos de produção acumulada líquida de óleo, apresentou um fator de
recuperação de 65%, injetando 1,3 volumes porosos de vapor. Comparada com a injeção contínua
de vapor (caso 1), em termos de Fator de recuperação, este resultado representa 10 pontos
percentuais a menos, porém injeta-se praticamente a metade do volume de vapor, ou seja, a
injeção contínua necessitou do dobro do volume de vapor para obter 10 pontos percentuais a mais
no Fator de recuperação. Analisando o gráfico de produção líquida acumulada de óleo, Figura
5.18, conclui-se que cessar a injeção de vapor após o 8° ano de projeto tem maior relação custo
benefício em relação à injeção por um período maior, além disto, tem a questão da produção de
água, no qual é menor neste caso.
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
111
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Conclusões e recomendações
Outro fator importante da injeção de vapor sem fluido alternativo é que a adoção de
injeção interrompida no 8° ano de projeto mostra, de acordo com a Figura 5.19, que o banco de
óleo aquecido já foi deslocado pelo vapor para o poço produtor sendo que ao cessar o vapor, este
fica sendo produzido. A partir do breakthrough do vapor, a eficiência térmica diminui, pois o
vapor passa a fluir pelo caminho preferencial (topo do reservatório).
A Figura 5.20 apresenta o comportamento da injeção interrompida de vapor, cessada
anualmente, em relação ao Fator de recuperação. As barras mostradas ilustram os pontos
percentuais ganhos quando o vapor (azul) e sem a injeção de fluidos alternativos (roxo).
Figura 5. 20. Resultados da injeção de vapor com interrupção anual – Fator de recuperação.
Na injeção interrompida de vapor nota-se um comportamento similar ao gás como fluido
alternativo na questão temporal, onde o aumento significativo de produção ocorreu nos modelos
onde o vapor foi cessado do 7° para o 8° ano de projeto, onde a recuperação de óleo aumentou
em 33,79 pontos percentuais, o que representa um aumento de 113,92%. Em outras palavras,
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
112
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Conclusões e recomendações
comparando o modelo com interrupção de vapor no 8° ano com o do 7° ano de projeto, a
produção foi mais que duas vezes maior.
Em relação ao comportamento do vapor, à medida que este tem maior atuação no
reservatório, maior sua participação no fator de recuperação.
5.3.4. Melhores resultados para injeção de vapor com fluidos alternativos
Nas seções anteriores foram exibidos os resultados para cada fluido alternativo ao vapor
em termos de produção acumulada líquida de óleo, seguido do gráfico Fator de recuperação
versus volume poroso injetado de vapor. Nesta seção são exibidos os melhores resultados de cada
fluido alternativo.
A Figura 5.21 apresenta as curvas de produção acumulada líquida de óleo versus tempo
para os melhores resultados obtidos da combinação vapor com cada fluido alternativo estudado.
Figura 5. 21. Produção acumulada líquida de óleo versus tempo – melhor resultado de cada fluido
alternativo.
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
113
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Conclusões e recomendações
Analisando o gráfico da Figura 5.21 pode-se perceber que quando um gás (seja o CH4,
CO2 ou N2) foi o fluido alternativo ao vapor, o melhor resultado em termos de produção
acumulada líquida foi obtido quando este foi injetado após 14 anos de vapor nos 3 casos. Além
disso, percebe-se que o máximo da curva de produção líquida acumulada foi obtido no 14° ano
de projeto, ou seja, sem a participação do gás. Diante destes argumentos pode-se concluir que os
gases não influenciaram na maximização da curva.
Analisando a curva da injeção de água após o vapor, nota-se um aumento na curva de
produção a partir do momento que a água é injetada, 11° ano de projeto. A partir do 13° ano a
curva ascende de forma bem mais suave, mas não chega a entrar em declínio. Isso mostra que a
injeção de água após o vapor tem grande potencial de sucesso desde que seja injetado no tempo
certo, na vazão certa e num tipo de malha favorável.
Para o tipo de reservatório estudado e as configurações operacionais adotadas
inicialmente, o melhor resultado em termos de produção acumulada líquida foi obtida com a
injeção de vapor cessada no 8° ano de projeto, alcançando valores em torno de 16000 m³std.
Outra grande vantagem desta configuração operacional é a baixa produção de água se comparado
com os outros casos.
A Figura 5.22 apresenta um comparativo entre os diferentes fluidos alternativos após o
vapor, em termos de produção acumulada líquida, para três diferentes tempos de parada da
injeção de vapor (8, 11 e 14 anos). Esses tempos de parada foram escolhidos, pois foram os que
retornaram melhores resultados em relação à produção acumulada líquida para os diferentes
fluidos, como pôde ser visto nas seções anteriores.
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114
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Conclusões e recomendações
Figura 5. 22. Comparativo entre o desempenho dos fluidos alternativos após o vapor em termos
de produção acumulada líquida de óleo – Injeção após 8, 11 e 14 anos.
Como visto na seção 5.3.3 à injeção interrompida de vapor no 8° ano de projeto foi a que
apresentou maior produção acumulada líquida atingindo um valor de 15900 m³std. Em relação
aos outros fluidos, tem-se um resultado 32,8% maior que a água, 53,8% em relação ao metano,
37% maior que o nitrogênio e 153% maior que o gás carbônico. O gás carbônico solubiliza-se no
óleo ao invés de agir como um agente deslocante como é o caso do metano e nitrogênio. Daí a
diferença nos resultados.
Ao cessar o vapor no 11° ano de projeto, a água apresentou seu melhor resultado em
termos de produção acumulada líquida, como pode ser visto na seção 5.3.2. Para este tempo de
parada, a injeção de água após o vapor tem uma produção acumulada líquida de 15358.09 m³std,
que é em torno de 2650 m³std a mais em relação aos gases e 650 m³std a menos que a injeção
interrompida. Em termos financeiros, considerando o barril a 50 dólares e desprezando a taxa
mínima de atratividade, um simples cálculo mostra que a injeção de água após o vapor apresenta
um incremento de receita próximo de US$800.000,00 em relação quando o gás é utilizado como
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115
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Conclusões e recomendações
fluido alternativo e, se comparado à injeção interrompida, o projeto deixa de ter um aumento de
receita de US$200.000,00. É importante destacar que esses cálculos são para a configuração
operacional base.
Já na interrupção do vapor no 14° ano de projeto, tempo em que os gases apresentaram
maior produção acumulada líquida, os três tipos obtiveram 13514.49 m³std de resultado líquido.
Esse resultado é inferior ao obtido com a injeção de água (14500.39 m³std) e a injeção
interrompida (14854.35 m³std). É importante lembrar, como mostrado nas seções anteriores, que
este resultado se dá exclusivamente pela atuação do vapor no reservatório, ou seja, esse resultado
também é o máximo obtido com a injeção contínua de vapor o que mostra que a injeção de gás
como fluido alternativo, para o reservatório estudado e a configuração operacional inicial
adotada, não apresentou nenhum ganho.
A Figura 5.23 exibe as curvas de Valor Presente Líquido (VPL) versus tempo para os
melhores resultados obtidos da combinação vapor com cada fluido alternativo.
Figura 5. 23. Gráfico VPL versus tempo – melhores resultados da combinação vapor e fluidos
alternativos.
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Conclusões e recomendações
O melhor resultado obtido em termos de VPL, considerando as condições operacionais
base, foi a interrupção do vapor no 8° ano de projeto sendo US$952.050,82. Em seguida foi a
injeção de água após 11 anos de vapor resultando em US$ 932.924,14. Já os gases apresentaram
resultados similares em torno de US$910.000,00. Os resultados são relativamente próximos visto
que o vapor é injetado durante boa parte do tempo de projeto, mas nota-se que interromper a
injeção de vapor ou substituí-la por injeção de água mostrou-se como soluções interessantes.
Outro detalhe importante é que para estes casos, o tempo de retorno do projeto se deu em
torno do 7° ano de projeto.
A Figura 5.24 mostra as curvas de Fator de recuperação em função do volume poroso
injetado de vapor para o melhor resultado obtido de cada fluido alternativo junto ao vapor
(mesmos casos da Figura 5.22). De acordo com o gráfico percebe-se que o modelo que
apresentou maior fator de recuperação final considerando os modelos de melhor resultado em
termos de produção acumulada líquida, foi a injeção de água após 11 anos de vapor alcançando
76%, valor este maior que o obtido com a injeção contínua de vapor (75%). Para a injeção de gás
após 14 anos de vapor atingiram-se valores em torno de 74% e no caso de cessar a injeção de
vapor no 8° ano de projeto, obteve-se 64%.
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Conclusões e recomendações
Figura 5. 24. Fator de recuperação versus Volume Poroso Injetado – melhor resultado de cada
fluido alternativo.
O detalhe importante dessa análise são os volumes de vapor injetados em cada caso, onde
no modelo de água como fluido alternativo injetou-se em torno de 1,76 VPI. Considerando a
vazão de 25 t/dia do modelo base, a injeção contínua de vapor corresponde a 2,6 VPI,
significando que no caso de injeção de vapor e água houve uma redução de 32% do volume de
vapor injetado e, além disto, tendo como resultado final um ponto percentual a mais no Fator de
recuperação.
No caso do gás após o vapor injetou-se 2,24 VPI de vapor o que corresponde a um
volume 13,8% menor em relação à injeção contínua de vapor. Apesar do modelo com vapor e gás
ter injetado um menor volume de vapor, a recuperação final de óleo resultou em um ponto
percentual a menos.
Já no caso da injeção de vapor interrompida no 8° ano de projeto foi utilizado 1,27 VPI,
sendo que neste tempo ocorreu o breakthrough do vapor. Com a chegada do banco de óleo ao
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118
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Conclusões e recomendações
poço produtor e a interrupção da injeção, a recuperação que era em torno de 25% no 8° ano,
passou a ser 64% ao final do projeto. Para isto, injetou-se em torno de metade do volume de
vapor, em relação a injeção contínua, o que representa uma redução de custo considerável.
A Figura 5.25 mostra um comparativo da injeção de fluidos alternativos após o vapor
para os 4 fluidos estudados em termos de Fator de recuperação versus tempo de injeção de vapor.
Vale ressaltar que cada curva é montada de acordo com os resultados obtidos desde o caso onde
injetou-se vapor durante 1 ano seguido de fluido alternativo, até o caso onde se injetou 15 anos
seguido de fluido alternativo, aumentando o tempo de vapor anualmente (15 pontos). Por
exemplo, para um tempo de injeção de vapor 3 anos, significa que o vapor atuou no reservatório
durante este tempo seguido do fluido alternativo.
∆Fr = Frvapor+alternativo-Frinterrompido
Figura 5. 25. Injeção dos fluidos alternativos após a parada anual da injeção de vapor.
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Conclusões e recomendações
Como pode ser observado na Figura 5.25, o fluido alternativo que apresentou o melhor
desempenho, em termos de produção de óleo foi a água visto que em todos os tempos de parada
ela apresentou melhor resultado (com exceção da parada do vapor no 1° ano). Para esta curva,
nota-se também que ocorre uma estabilização do Fator de recuperação a partir do modelo que se
injetou vapor por 11 anos seguido de água. Isto mostra que a injeção de água afeta no aumento de
produção, onde o valor real ganho vem da subtração da curva vapor+água em relação ao vapor
interrompido, em qualquer tempo.
Em relação aos gases como fluido alternativo, observa-se que a partir do 9° ano de projeto
os resultados são muito próximos e, comparando com a curva de vapor interrompido, a
recuperação de óleo é até menor e com um detalhe adicional: sem o custo do fluido alternativo.
Isto mostra que a recuperação obtida com a presença do gás, como mostrado na Figura 5.8, é
devido o óleo do reservatório estar aquecido e não relacionado a presença do metano.
Nos casos em que o vapor é cessado entre o 1° e 7° ano de projeto, o gás carbônico
apresenta resultados distintos em relação aos outros dois gases.
A curva de injeção interrompida de vapor apresenta um comportamento semelhante aos
dos gases analisados e, em alguns tempos, obtém melhores resultados. Diante disso, tem-se a
suspeita de que para o tipo de reservatório estudado, não seria interessante a injeção de gás como
fluido alternativo. Para poder chegar a uma conclusão definitiva, devem-se mudar as condições
operacionais e analisar se os gases respondem melhor ao processo.
5.4.
Análise de sensibilidade dos parâmetros operacionais
Após a análise das configurações operacionais base da injeção de vapor com os fluidos
alternativos, torna-se necessário uma análise de sensibilidade de parâmetros tais como vazão de
injeção de vapor, vazão de injeção do fluido alternativo e intervalo canhoneado sobre respostas
como fator de recuperação e o Valor Presente Líquido. A utilização do Valor Presente Líquido
em detrimento da produção acumulada líquida torna-se necessário, pois a partir desta seção
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120
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Conclusões e recomendações
haverá variação da vazão de vapor o que acarreta em diferentes tempos de produção do óleo
aquecido (diferentes tempos de chegada), o que não acontecia na análise anterior. A questão do
tempo de retorno do investimento é de vital importância na análise econômica de um projeto e o
VPL é a ferramenta adequada para esta análise. A formulação matemática utilizada encontra-se
na seção 2.5.2.
As análises foram realizadas levando em consideração os modelos que apresentaram
melhores resultados em termos de produção acumulada líquida e que estão resumidos na Tabela
5.4 abaixo.
Tabela 5. 4. Melhores resultados para a configuração operacional base.
Fluido alternativo
Forma de injeção
Tempo de injeção
Tempo do fluido
de vapor (anos)
alternativo (anos)
Metano
Após o vapor
14
2
Nitrogênio
Após o vapor
14
2
Gás carbônico
Após o vapor
14
2
Água
Após o vapor
11
5
Sem fluido
Após o vapor
8
8
A sensibilidade dos parâmetros operacionais sobre as respostas de interesse foi examinada
através de diagramas de Pareto. A utilização destes recursos permite indicar quais os parâmetros
operacionais e suas interações mais significativas sobre cada variável resposta considerada.
No diagrama de Pareto, os efeitos cujos retângulos estiverem à direita da linha divisória (p
= 0,05) são estatisticamente significativos ao nível de 95% de confiança em relação aos demais.
Enquanto os efeitos positivos estão associados a um aumento da variável resposta, os efeitos
negativos indicam que um aumento daquele parâmetro ou interação reduz a variável resposta
considerada.
5.4.1. Análise de sensibilidade da injeção de vapor e gás
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121
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Conclusões e recomendações
Para analisar a sensibilidade dos parâmetros operacionais no desempenho do processo da
injeção de vapor com gás para o modelo de reservatório proposto, o gás considerado foi o metano
visto que os resultados para os demais são semelhantes. Os parâmetros considerados assim como
os intervalos estudados estão apresentados na Tabela 5.5.
Tabela 5. 5. Parâmetros operacionais e o intervalo estudado na injeção de vapor e gás.
Parâmetro
Valor mínimo
Valor intermediário
Valor máximo
Vazão de injeção de vapor (t/dia)
12,5
25
37,5
Vazão de injeção de gás (m³/dia)
1000
2500
5000
Centro (C)
Todo intervalo (T)
Base (B)
Intervalo canhoneado
A Tabela 5.6 mostra a nomenclatura dos parâmetros e dos efeitos contemplados nessa
análise.
Tabela 5. 6. Nomenclatura dos parâmetros operacionais e dos efeitos contemplados nos
diagramas de Pareto.
Parâmetro
Nomenclatura
Vazão de Injeção de Vapor
“Qvapor” ou “1”
Vazão de Injeção do metano
“Qch4” ou “2”
Intervalo canhoneado
“Canhoneio” ou “3”
Efeito Linear
“L”
Efeito Quadrático
“Q”
A Figura 5.26 apresenta, através dos diagramas de Pareto, a influência dos parâmetros
operacionais e das interações entre eles sobre o Valor Presente Líquido na injeção de vapor e
metano. Observa-se que a vazão de injeção vapor é o parâmetro que apresenta o efeito mais
pronunciado, seguido pela interação entre os efeitos lineares do intervalo canhoneado e da vazão
de injeção de vapor (1L-3L). O valor positivo do efeito indica que o aumento da vazão de
injeção de vapor aumenta o VPL. A vazão de metano (Qch4) assim como suas interações
apresentou pouca relevância estatística sendo que apenas esse parâmetro com seu efeito linear e
sua interação com o efeito quadrático da vazão de vapor tem valores pronunciados.
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122
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Conclusões e recomendações
(1)Qvapor(L)
422.3428
Qvapor(Q)
121.7429
1L-3L
19.83054
1Q-3Q
-17.0134
1Q-3L
14.90239
1L-3Q
-14.7944
(3)Canhoneio(L)
12.95221
Canhoneio(Q)
-10.7448
1L-2L
-6.62964
(2)Qch4(L)
4.984468
-4.43376
-1.45476
-1.30879
.4909788
Qch4(Q)
-.170022
.140222
.0122743
.0024245
p=.05
Figura 5. 26. Diagrama de Pareto para a injeção de vapor e CH4 – Valor Presente Líquido ao final
do período de produção.
A Figura 5.27 mostra, através dos diagramas de Pareto, a influência dos parâmetros
operacionais e das interações entre eles sobre o fator de recuperação na injeção de vapor e
metano. Percebe-se ao final do projeto que a vazão de injeção de vapor foi o mais significativo
tanto com seu efeito linear (Qvapor(L)) como quadrático (Qvapor(Q)), seguido da interação entre
o efeito quadrático do intervalo canhoneado e o linear da vazão de injeção de vapor (1L-3Q) e do
efeito linear do intervalo canhoneado. Assim como para o VPL, a vazão de injeção de metano
apresentou pouca influência sendo relevante apenas seu efeito linear (Qch4(L)) e a interação
deste com o efeito quadrático da vazão de injeção de vapor.
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123
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Conclusões e recomendações
137.6905
(1)Qvapor(L)
Qvapor(Q)
72.0767
1L-3Q
-6.57848
(3)Canhoneio(L)
-6.25259
1L-2L
-6.14958
1L-3L
5.919114
1Q-3Q
-5.53998
Canhoneio(Q)
5.125663
1Q-3L
4.726083
(2)Qch4(L)
1Q-2L
4.568703
-3.73771
-1.51607
-1.29623
.4081576
(2)Qch4(L)
-.130525
.1263845
.0897791
-.007088
p=.05
Figura 5. 27. Diagrama de Pareto para a injeção de vapor e CH4 – Fator de recuperação ao final
do período de produção.
Considerando que os gases foram inseridos no reservatório após o 14° ano de projeto, ou
seja, atuaram apenas durante 2 anos de projeto, esperou-se que os resultados da análise de
sensibilidade apresentassem resultados semelhantes para os três tipos de gases injetados. De fato
isto ocorreu, sendo os resultados obtidos com o CO2 e o N2 semelhantes aos apresentados com o
metano, diferenciados apenas pela intensidade do efeito. Diante disto não foi inserido no escopo
do trabalho os resultados obtidos para estes dois gases.
5.4.1.1. Análise das interações das variáveis operacionais na injeção de vapor e gás
A análise das interações das variáveis operacionais baseou-se na metodologia da
superfície de resposta. Como os gases apresentaram resultados semelhantes na análise de
sensibilidade, sendo as interações que apresentam relevância estatística as mesmas, serão
analisadas as interações das variáveis operacionais na injeção de vapor e metano e os resultados
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124
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Conclusões e recomendações
encontrados podem ser extrapolados para os casos onde nitrogênio ou gás carbônico é o fluido
alternativo.
A Figura 5.28 mostra as superfícies de resposta para o Valor Presente Líquido (VPL) na
interação da vazão de injeção de vapor com a vazão de metano e o intervalo canhoneado,
considerando o VPL máximo obtido em cada caso simulado. Quando se analisou a primeira
interação, o intervalo canhoneado foi mantido no nível (+1), ou seja, injeção na base do
reservatório e, o segundo caso, a vazão de injeção de gás metano foi mantido no nível (-1), 1000
m³/dia, devido à economicidade.
Nesta Figura 5.28 se observa que o VPL aumenta com o incremento da vazão de injeção
de vapor (Qvapor) e, para as duas interações mostradas, tanto a vazão de injeção de metano como
o intervalo canhoneado apresentaram pouca influência. Em ambas as análises podem ser notadas
que injetar 12,5 t/dia no sistema torna o projeto inviável, independentemente da vazão de metano
e o intervalo canhoneado. À medida que se aumenta a vazão de vapor, aumenta-se a rentabilidade
do projeto, até atingir seu máximo quando se injeta 37,5 t/dia. A partir deste ponto, a curva passa
a mostrar um início de estabilidade.
Ao observar a Figura 5.28, verifica-se que a questão do tempo de chegada do óleo
aquecido ao poço produtor é fundamental para se obter uma maior viabilidade no projeto, tanto
que o máximo da função VPL obtida foi para a vazão de vapor 37,5 t/dia (+1).
Em relação à vazão de gás, ocorre que mesmo injetando uma vazão de 5000 m³/dia (+1),
os resultados foram muito semelhantes aos obtidos nos 2 níveis menores. Isto confirma e permite
concluir que além do tipo de gás não apresentar influência na rentabilidade do projeto, sua vazão
também não. Logo, a adoção de um gás como fluido alternativo ao vapor, para o modelo de
reservatório estudado, não apresenta atratividade econômica visto que o vapor é responsável pelo
sucesso do projeto.
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125
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Conclusões e recomendações
Figura 5. 28. Superfícies de resposta da interação da vazão de injeção de vapor (Qvapor) com a
vazão de metano (QCH4) e o intervalo canhoneado respectivamente - Valor Presente Líquido.
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126
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Conclusões e recomendações
A Figura 5.29 apresenta as superfícies de resposta para o fator de recuperação, na
interação da vazão de injeção de vapor com a vazão do fluido alternativo e com o intervalo
canhoneado ao final da produção. Os parâmetros mantidos fixos foram deixados no mesmo nível
que no caso da análise do VPL.
Quando se analisa o fator de recuperação neste sistema, Figura 5.29, pode ser observada
que a resposta é favorecida quando a vazão de vapor (Qvapor) está entre média - alta (25-37,5
t/dia) e a vazão de metano apresenta pouca influência, mostrando que a resposta não tem
interferência significativa da vazão de gás. A superfície de resposta mostra que o fator de
recuperação pode obter resultados acima de 80%, injetando vazões de vapor entre 25-37,5t/dia.
Já no caso onde se analisa a vazão de injeção de vapor e o intervalo canhoneado, a região
ótima está definida para vazões do nível intermediária a alta (25-37,5 t/dia) e o canhoneio do
poço injetor apresenta baixa influência. Diante disto, percebe-se que qualquer que seja o intervalo
de canhoneio escolhido obtém-se resultados semelhantes.
Diante destas duas análises, nota-se que a vazão de injeção de vapor apresenta uma
influência tão significativa no fator de recuperação que faz com que a vazão de gás e o intervalo
canhoneado não apresentem grande influência na resposta.
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127
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Conclusões e recomendações
Figura 5. 29. Superfícies de resposta da interação da vazão de injeção de vapor (Qvapor) com a
vazão de metano (QCH4) e o intervalo canhoneado respectivamente - Fator de recuperação.
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128
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Conclusões e recomendações
A Figura 5.30 apresenta os resultados obtidos em termos de Valor Presente Líquido para o
estudo da injeção de metano após 14 anos de vapor, considerando uma vazão de metano fixa em
2500 m3std/d. Como pode ser observado, percebem-se três grupos de curvas distintos, cada um
com 3 resultados, determinado pela vazão de vapor empregada. Quando a vazão de vapor foi de
37,5 t/dia, observa-se que o payback ocorre entre o quarto e o quinto ano de projeto, sendo que
quando o canhoneio foi realizado na base do reservatório, ocorreu uma leve antecipação do banco
de óleo e consequentemente antecipação de receitas. Outro detalhe importante é que, como visto
na análise de sensibilidade, a vazão de injeção de gás apresentou pouca influência na resposta.
Com relação a esse conjunto de curvas (Qvapor =37,5 t/dia), nota-se ainda uma subdivisão
em 2 grupos: quando o canhoneio se deu na base e as outras duas formas de canhoneio. Para se
ter uma ideia, o melhor resultado foi obtido quando se injetou 37,5 toneladas de vapor, canhoneio
na base e injeção de gás 2500 m³/dia, obtendo-se um VPL de US$ 1.310.678,74. Comparando
com o outro subgrupo onde o melhor resultado foi de US$1.243.350,95 (Qvapor: 37,5Qch4:2500-T), houve um ganho de 5,4%. Isso mostra a importância da escolha adequada do
intervalo de comunicação entre o reservatório e o poço.
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129
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Conclusões e recomendações
Figura 5. 30. Gráfico Valor Presente Líquido versus Tempo – Injeção de metano após 14 anos de
vapor.
Analisando o grupo de curvas onde a vazão de vapor foi de 25 t/dia, nota-se que o
payback ocorreu entre o sexto e o sétimo ano. Também se percebe a pequena antecipação do
banco de óleo obtido com o canhoneio na base do reservatório. Para este grupo, percebe-se que
há uma diferença entre as três curvas, determinados pelo canhoneio adotado. O melhor resultado
foi de US$1.047.615,00 para o modelo Qvapor:25-Qch4:2500-B.
Quando se injetou uma vazão de 12,5 t/dia, observou-se que o retorno do projeto ocorre
entre o 14° e o 15° ano indicando que não é viável utilizar baixas vazões de vapor. Além disso, o
melhor resultado obtido foi de 116.139,91, o que equivale a 8,86% do melhor resultado obtido
Qvapor:37.5-Qch4:2500-B.
De acordo com as melhores respostas obtidas com o VPL, a Figura 5.31 apresenta os
resultados em termos de Fator de recuperação para cada vazão de vapor adotada na injeção de
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130
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Conclusões e recomendações
metano após o vapor. Em termos gerais, nota-se que para que o óleo aquecido chegue até o poço
produtor, um mínimo de 1,1 VPI de vapor tem que ser inserido no reservatório.
Outro detalhe importante relativo às curvas em geral é que em torno de 2,75 VPI o fator
de recuperação estabiliza, não ocorrendo grandes ganhos de produção. O ponto essencial da
análise é que apesar da vazão de vapor 37,5 t/dia inserir um VPI de vapor em torno de 3,36,
maior que o necessário para estabilizar a curva (2,75 VPI), a antecipação da produção com a
consequente antecipação de receitas faz o projeto ser mais viável com esse nível de vazão mais
elevado.
Figura 5. 31. Fator de Recuperação versus VPI de vapor – Injeção de metano após 14 anos de
vapor.
Os melhores resultados obtidos considerando o Fator de recuperação foi de 26,32% para a
vazão de 12,5 t/dia (1,14 VPI), 75,20% para a vazão de 25 t/dia (2,24 VPI) e 77,58% para a vazão
de 37,5 t/dia (3,36 VPI). Percebe-se que, comparando a vazão intermediária com a elevada, o
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131
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Conclusões e recomendações
Fator de recuperação aumentou apenas 2,38 pontos percentuais levando em conta que foi injetado
50% a mais de volume de vapor.
5.4.2. Análise de sensibilidade da injeção de vapor e água.
Para analisar a sensibilidade dos parâmetros operacionais no desempenho do processo da
injeção de vapor e água para o modelo de reservatório proposto, os parâmetros assim como os
intervalos estudados estão apresentados na Tabela 5.7.
Tabela 5. 7. Parâmetros operacionais e o intervalo estudado na injeção de vapor e água.
Parâmetro
Valor mínimo
Valor intermediário
Valor máximo
Vazão de injeção de vapor (t/dia)
12,5
25
37,5
Vazão de injeção de água (m³/dia)
12,5
25
37,5
centro
Todo intervalo
base
Intervalo canhoneado
A Tabela 5.8 mostra a nomenclatura dos parâmetros na injeção de vapor e água. A
nomenclatura dos efeitos são as mesmas consideradas na seção anterior: linear (L), quadrática
(Q).
Tabela 5. 8. Nomenclatura dos parâmetros operacionais e dos efeitos contemplados nos
diagramas de Pareto.
Parâmetro
Nomenclatura
Vazão de Injeção de Vapor
“Qvapor” ou “1”
Vazão de Injeção de água
“Q.H2O” ou “2”
Intervalo canhoneado
“Canhoneado” ou “3”
A Figura 5.32 mostra, através do diagrama de Pareto, a influência dos parâmetros e das
interações entre eles sobre o valor Presente Líquido. Pode-se constatar que a vazão de injeção de
vapor foi o parâmetro mais pronunciado. O intervalo canhoneado (Canhoneio) apresentou
influência na resposta, com efeito maior do que a vazão de injeção de água (Q.H2O). Vale
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132
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Conclusões e recomendações
ressaltar que as interações da injeção de vapor com a vazão de injeção de água e com o intervalo
canhoneado apresentaram relevância estatística.
(1)Qvapor(L)
684.9959
Qvapor(Q)
179.8006
1L-2L
-36.5625
(3)Canhoneio(L)
30.10717
-26.3166
Canhoneio(Q)
1Q-2L
-24.0552
(2)Q.H2O(L)
23.19057
1Q-3Q
-22.1106
1L-3L
19.94522
1Q-3L
1L-3Q
Q.H2O(Q)
19.57051
-11.718
10.57252
-8.52545
-4.94915
2.094916
-.337345
-.203872
.0762526
p=.05
Figura 5. 32. Diagrama de Pareto para a injeção de vapor e H2O – Valor Presente Líquido ao
final do período de produção.
Analisando a influência da injeção de água no VPL, uma coisa é muito importante: a água
é injetada após 11 anos de projeto, ou seja, no seu final. Considerando a questão temporal e a
depletação do reservatório, é interessante saber que a injeção de água pode apresentar influência
maior no VPL, considerando outras configurações operacionais.
A Figura 5.33 apresenta, através dos diagramas de Pareto, a influência dos parâmetros
operacionais e das interações entre eles sobre o fator de recuperação na injeção de vapor e água.
Como pode ser notada, a injeção de vapor foi o parâmetro mais significativo, tanto com seu efeito
linear (Qvapor(L)) como quadrático (Qvapor(Q)), seguido da vazão de injeção de água com seu
efeito linear (Q.H2O(L)). As interações entre esses dois parâmetros também apresentaram
relevância estatística no fator de recuperação. Um detalhe importante nesta análise é que nem o
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133
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Conclusões e recomendações
intervalo canhoneado, nem suas interações tiveram influência na resposta, diferentemente do
VPL.
(1)Qvapor(L)
231.0532
Qvapor(Q)
106.5461
(2)Q.H2O(L)
29.27668
1L-2L
-28.6968
-17.5271
1Q-2L
Q.H2O(Q)
9.60101
1L-2Q
-8.38142
1Q-2Q
-5.11331
1Q-3Q
-4.11852
3.197012
1.914609
-1.64244
Canhoneio(Q)
-.901445
.7617085
.6032014
(3)Canhoneio(L)
-.227509
.2126377
-.151644
p=.05
Figura 5. 33. Diagrama de Pareto para a injeção de vapor e H2O – Fator de recuperação ao final
do período de produção.
Em relação à vazão de injeção de água nota-se que, diferentemente da injeção de gás, sua
presença apresentou importância na resposta de forma que seu efeito tem valor positivo,
indicando que o aumento deste parâmetro acarreta em aumento no fator de recuperação. Como
visto na seção anterior, a água desloca o óleo aquecido ao poço produtor e, quanto maior a
intensidade da vazão, maior tende a ser este deslocamento.
5.4.2.1. Análise das interações das variáveis operacionais na injeção de vapor e água.
A Figura 5.34 apresenta as superfícies de resposta para o Valor Presente Líquido (VPL)
para a interação da vazão de injeção de vapor com a vazão de água e intervalo canhoneado,
considerando o final do projeto.
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134
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Conclusões e recomendações
Figura 5. 34. Superfícies de resposta da interação da vazão de injeção de vapor (Qvapor) com a
vazão de água (Q.H2O) e o intervalo canhoneado respectivamente - Valor Presente Líquido.
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135
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Conclusões e recomendações
Quando se analisa o Valor Presente Líquido (VPL) neste sistema e considerando a
interação vazão de injeção de vapor e de água, pode ser observado que a resposta é favorecida
quando a vazão de vapor está em torno do nível mais alto (37.5 t/dia (+1)) para qualquer nível de
vazão de água.
Fazendo uma comparação entre a intensidade do efeito linear da vazão de injeção de CH4
4,98 (Figura 5.26) com a da injeção de água 23,19 (Figura 5.32) no VPL, conclui-se que para as
configurações operacionais adotadas, a água tem uma influência considerável e se otimizada pode
ter papel importante na busca de utilizá-la como fluido alternativo ao vapor.
No caso da interação vazão de injeção de vapor (Qvapor) e intervalo canhoneado
(Canhoneio), tem-se o máximo da função objetivo alcançado quando se tem a vazão de vapor em
torno do nível mais alto (37,5 t/dia (+1)) e intervalo canhoneado no nível mais alto (base (+1)).
Vale comentar que o intervalo canhoneado apresenta influência no VPL tanto na injeção
de água como na injeção de metano como fluido alternativo (ver Figuras 5.26 e 5.32),
modificando apenas a intensidade do efeito 30,11 e 16,48 respectivamente, mostrando a
importância do canhoneio na injeção de água.
A Figura 5.35 mostra as superfícies de resposta para a função objetivo Fator de
recuperação, considerando as mesmas interações realizadas na análise do Valor Presente Líquido.
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
136
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Conclusões e recomendações
Figura 5. 35. Superfícies de resposta da interação da vazão de injeção de vapor (Qvapor) com a
vazão de água (Q.H2O) e o intervalo canhoneado respectivamente - Fator de recuperação.
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137
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Conclusões e recomendações
Analisando o Fator de recuperação de óleo da Figura 5.35 pode ser observado que a
região ótima de trabalho pode ser obtida no caso de se injetar vazões de vapor entre 25-37,5 t/dia
((0)-(1)) e vazão de água também entre esse intervalo. O valor máximo obtido para o VPL
considerando esses dois parâmetros tem pouca sensibilidade em relação à vazão de água, mas
nota-se o ganho de produção na injeção de um volume maior de água. Considerando a interação
entre a vazão de injeção de vapor (Qvapor) e o intervalo canhoneado (Canhoneado) a região
ótima é obtida quando se injetam vazões de vapor entre 25-37,5 t/dia ((0) - (1)), para
praticamente qualquer umas dos intervalos canhoneados estudados (centro, todo intervalo e base
da zona de óleo).
A Figura 5.36 mostra os resultados obtidos em termos de Valor Presente Líquido para o
estudo da injeção de água após 11 anos de vapor, mantendo fixa a vazão de água em 25
m³std/dia. Assim como na injeção de vapor e metano observam-se três grupos de curvas distintos,
cada um com 3 resultados, determinado pela vazão de vapor utilizada. Os tempos de retorno do
investimento são os mesmos da injeção de vapor e gás visto que são determinados pela atuação
do vapor no reservatório. Para a vazão de 37,5 t/dia o tempo de retorno se dá entre o quarto e o
quinto ano, sendo que quando o canhoneio foi realizado na base do reservatório ocorreu uma
pequena antecipação de receitas. Para a vazão de 25 t/dia tem-se o payback entre o sexto e o
sétimo ano de projeto e quando a vazão foi de 12,5 t/dia ocorreu entre o 12° e o 13° ano.
Com relação ao conjunto de curvas de vazão de vapor 37,5 t/dia, nota-se ainda uma
subdivisão em 2 grupos: quando o canhoneio se deu na base e as outras duas formas de
canhoneio. O melhor resultado foi obtido no modelo Qvapor:37,5-Qh2O:25-B resultando em um
VPL de US$ 1.382.156,91. Comparando com a injeção de metano ocorreu um aumento de 5,35%
no VPL significando ser a água o fluido alternativo mais adequado para o tipo de reservatório
estudado.
Analisando o grupo de curvas onde a vazão de vapor foi de 25 t/dia, percebe que há uma
divisão em 3 curvas, determinados pelo canhoneio adotado. O melhor resultado foi de
US$1.080.219,85 para o modelo Qvapor:25-Qh2O:12.5-B. Já para a vazão de 12,5 t/dia o melhor
resultado encontrado foi de US$155.703,30 para o caso Qvapor:12,5-Qh2O:37,5-B.
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
138
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Conclusões e recomendações
Figura 5. 36. Valor Presente Líquido versus tempo para injeção da água após o vapor.
A Figura 5.37 apresenta os resultados em termos de fator de recuperação para cada vazão
de vapor adotada na injeção de água após 11 anos de vapor, mantendo fixa a vazão de injeção de
água em 25 m³std/dia. Assim como para o metano, em torno de 1,1 VPI de vapor tem que ser
inserido no reservatório para que este desloque o banco de óleo aquecido até o poço produtor.
Considerando a vazão de vapor 37,5 t/dia, foi inserido em torno de 2,65 VPI de vapor e a
água, ao atuar no reservatório, consegue aumentar em quase 10% o fator de recuperação. O
detalhe é que independentemente do intervalo canhoneado esse foi o acréscimo de produção
como pode ser visto na Figura 5.37. Para estes modelos, foram atingidas recuperações de óleo
acima de 80% sendo que, quando o canhoneio ocorreu na base, um menor volume de vapor foi
necessário para a ascensão da curva.
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
139
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Conclusões e recomendações
Figura 5. 37. Fator de recuperação versus volume poroso injetado de vapor para a injeção de água
após o vapor.
Os melhores resultados obtidos considerando o fator de recuperação foram de 30,29%
para a vazão de 12,5 t/dia (Qvapor:12,5-Qh2O:25-T), 77,29% para a de 25 t/dia (Qvapor:25Qh2O:25-B) e 81,90% para a de 37,5 t/dia (Qvapor:37,5-Qh2O:25-B). Comparando a vazão
intermediária com a elevada, o Fator de recuperação aumentou consideráveis 4,61 pontos
percentuais, correspondendo a um aumento de quase 6%. Apesar de que para uma maior vazão de
vapor maior será a produção de água.
De acordo com a análise da configuração operacional base e a variação destes parâmetros
percebe-se que o sucesso da injeção de água após o vapor não está ligado ao tempo que este
fluido foi inserido e sim a partir de que volume ele é inserido. Quanto maior a vazão de vapor,
mais volume é injetado por unidade de tempo e mais cedo deverá começar a injeção de água.
Diante disto, o tempo de parada de vapor no 11° ano de projeto está relacionado à vazão de 25
t/dia, mas para a de 37,5 t/dia (vazão que apresentou os modelos de maior rentabilidade) o tempo
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140
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Conclusões e recomendações
deve ser inferior a este. Na seção 5.5 será realizada uma otimização da injeção de água após o
vapor visando obter o momento ideal para a injeção, maximizando a rentabilidade do projeto.
5.4.2.1.1. Influência do intervalo canhoneado na injeção de água após o vapor.
A Figura 5.38 mostra um comparativo entre a injeção de vapor na base, no centro e no
topo da zona de óleo, mantendo fixa a vazão de vapor (37,5 t/dia) e a vazão de água (25 t/dia) em
termos de Fator de recuperação.
Figura 5. 38. Análise da injeção de vapor em diferentes porções do reservatório – vazão de 25 e
37,5 t/dia.
De acordo com a Figura 5.38 nota-se que quanto mais o intervalo canhoneado está
distante do topo do reservatório, menor volume de vapor é necessário para fazer com que o banco
de óleo aquecido chegue ao poço produtor. Isto ocorre devido a menores perdas de calor para a
camada sobrejacente e, consequentemente, uma maior eficiência térmica.
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141
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Conclusões e recomendações
Para a configuração operacional Qvapor:37,5-Qh2O:25-B onde o vapor é injetado na base da
zona de óleo, percebe-se que a curva ascende primeiro em relação aos outros dois casos,
indicando que o banco de óleo chegou mais rápido ao poço produtor. Isto reflete no VPL onde foi
obtido US$1.382.156,91, resultado 5,86% melhor do que quando se injetou em toda zona de óleo
(US$1.305.611,42) e 5,68% melhor do que o caso onde se injetou no centro da zona de óleo
(US$1.307.819,79).
A Figura 5.39 apresenta um comparativo entre mapas de perda de calor para a camada
sobrejacente (Btu) entre a injeção de vapor na base e em toda zona de óleo do reservatório, ao
final do quinto ano de projeto para a vazão de vapor de 37,5 t/dia. As propriedades térmicas das
rochas adjacentes tais como capacidade calorífica volumétrica e condutividade térmica, foram
consideradas semelhantes as adotadas para a rocha reservatório ( ver Tabela 4.4).
Injeção na base
Injeção em toda zona de óleo
Figura 5. 39. Mapas da taxa de perda de calor para acamada sobrejacente (Btu/dia) – Injeção de
vapor na base e em todo intervalo da zona de óleo– 5° ano de projeto.
De acordo com os mapas de perda de calor nota-se uma maior área de perda de energia
quando se injeta em todo intervalo da zona de óleo, em virtude da proximidade dos canhoneados
em relação à camada sobrejacente. Percebe-se também que a intensidade da taxa de perda em
Btu/dia, para este caso, também é maior como mostra a escala mostrada na Figura 5.39.
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142
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Conclusões e recomendações
5.4.2.1.2. Influência da vazão de água na sua injeção após o vapor.
A Figura 5.40 apresenta os resultados obtidos em termos de produção acumulada de óleo
para a variação de vazão de água, considerando o intervalo canhoneado a base do reservatório e
as vazões de vapor 25 e 37,5 t/dia.
Figura 5. 40. Comparativo entre diferentes vazões de injeção de água após 11 anos de injeção de
vapor.
De acordo com a Figura 5.40 notam-se dois grupos de curvas distintas (Qvapor = 25 t/dia e
Qvapor = 37,5 t/dia), onde se observa a pouca influência da vazão de injeção de água na produção
acumulada de óleo. Um detalhe importante é que, nos dois casos, uma vazão de injeção de água
de 25 m³std/dia de água retornou uma maior produção de óleo em relação à vazão de 12,5, mas a
de 37,5 m³std/dia não apresentou ganho de produção em relação à de 25.
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143
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Conclusões e recomendações
Considerando o grupo de curvas de vazão de vapor 25 t/dia e canhoneio na base do
reservatório, a produção acumulada de óleo para o modelo em que se injetou água a 25 m³std/dia
foi de 28.560,64 m³std, correspondendo a um valor 1,4% maior que a vazão de 12,5 (28.162,60
m³std) e 0,14% maior que a de 37,5 (28.517,88 m³std). No segundo grupo de curvas, vazão de
vapor 37,5 t/dia e canhoneio na base do reservatório, a produção de óleo para o modelo de vazão
de água 25 m³std/dia foi de 30.165,16 m³std que comparado às outras duas curvas apresenta um
valor 1,87% maior em relação ao modelo de vazão 12,5 (29611,28 m³std) e um valor 0,18%
menor do que o caso em que se injetou 37,5 m³std/dia (30.223,21 m³std).
Diante disso, percebe-se que a vazão de injeção de água de 25 m³std/dia é a mais
adequada considerando os níveis de vazões estudados e o tipo de reservatório analisado.
Para obter uma análise mais aprofundada do desempenho da água no reservatório,
considerando diferentes vazões e um maior tempo de atuação, a Figura 5.41 apresenta os perfis
de temperatura (°F) no 7° e 13° ano de projeto na injeção de água após 5 anos de vapor, para
diferentes vazões de injeção de água: 25 e 100 m³/dia.
25 m³/dia -7 anos
25 m³/dia -13 anos
100 m³/dia -7 anos
100 m³/dia -13 anos
Figura 5. 41. Perfis de temperatura (°F) – vazão de água 25 e 100 m³std/dia – 7 e 13 anos.
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144
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Conclusões e recomendações
De acordo com a Figura 5.41 observa-se que quando se injeta água a uma maior vazão
(100 m³/dia) após o vapor, a água invade a zona de óleo resfriando-o, dificultando seu
deslocamento devido o aumento de viscosidade. Quando se injeta a uma menor vazão, 25 m³/dia,
a água atua deslocando o óleo aquecido e, mesmo resfriando o reservatório, isso se dá de uma
forma mais lenta, como mostra os perfis de temperatura no 7° ano de projeto.
Analisando os perfis de temperatura no 13° ano, observa-se que óleo ainda está aquecido
à frente da frente de água no caso de injeção de água a 25 m³/d. Já no caso de vazão 100 m³/d,
quase toda rocha reservatório se encontra a uma temperatura próxima a da água. Em termos de
recuperação de óleo, obteve-se 77,66% para a injeção de água a 25 m³/dia e 70,67 a 100 m³/dia,
uma diferença que representa 10% a mais para o caso de menor vazão.
5.4.2.1.3. Injeção de vapor seguido de água quente e fria
Observando os estudos realizados nas seções anteriores, percebeu-se que o ganho de
produção de óleo devido à injeção de água, após o vapor, ocorre no início de sua atuação no
reservatório. Com o passar do tempo à água fria injetada começa a trocar calor com os fluidos do
reservatório, fazendo com que ocorra o aumento da viscosidade do óleo dificultado sua produção.
Diante deste cenário e na ideia de tentar manter a temperatura mais elevada em torno do
poço produtor, analisou-se a injeção de vapor seguido de água quente e fria, de forma que o
banco de água quente injetado atue como um “isolante”, ou seja, faça uma transição de
temperatura.
Considerando o caso em que há injeção de vapor durante 5 anos (25 t/dia) e água fria por
11 anos (25 t/dia), realizou-se uma análise de injeção de um banco de água quente seguido de
fria, após o tempo de injeção de vapor. A análise considerou os casos em que este fluido é
injetado desde um até onze anos, caso extremo em que seria água quente após o vapor, acrescido
anualmente.
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145
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Conclusões e recomendações
A Tabela 5.9 mostra os resultados obtidos no estudo da injeção do banco de água quente,
considerando o fator de recuperação. Como pode ser observado, em todos os casos foi injetado o
mesmo volume de vapor, 0,81. O estudo variou o volume do banco de água quente e observou-se
que com 5 anos de água quente e 6 de fria (caso 98), o resultado obtido foi semelhante à
combinação vapor + água quente (caso 104).
Tabela 5. 9. Estudo da injeção do banco de água quente.
caso
t vapor (anos)
VPI
Tágua quente (90°C)
(anos)
93
94
95
96
97
98
99
100
101
102
103
104
5 anos
5 anos
5 anos
5 anos
5 anos
5 anos
5 anos
5 anos
5 anos
5 anos
5 anos
5 anos
0,81
0,81
0,81
0,81
0,81
0,81
0,81
0,81
0,81
0,81
0,81
0,81
1 ano
2 anos
3 anos
4anos
5 anos
6 anos
7 anos
8 anos
9 anos
10 anos
11 anos
VPIcolchão
0,00
0,16
0,32
0,49
0,65
0.81
0,98
1,11
1,27
1,43
1,59
1,76
Tágua fria (20
(anos)
11 anos
10 anos
9 anos
8 anos
7 anos
6 anos
5 anos
4 anos
3 anos
2 anos
1 ano
-
°C)
Fator de
recuperação
(%)
47,75
48,67
49,49
50,07
50,42
50,59
50,64
50,65
50,66
50,66
50,66
50,66
Em termos de números, para o caso 98 foi injetado um banco de água quente de 0,81 VPI,
obtendo um fator de recuperação de 50,59%. Já o caso mais extremo, onde se injetou 11 anos de
água quente (caso 104), tem-se um banco de 1,76 VPI e uma recuperação de óleo de 50,66%.
Fazendo uma comparação, o caso vapor + água quente tem uma recuperação de óleo 0,07%
maior, mas injetou um volume 2,17 vezes maior. Logo se observa que, em termos de Fator de
recuperação, o banco de água quente ideal é de 0,81 VPI, o que equivale a um volume de
45363,76 m³std.
Comparando com a injeção de água fria após o vapor (caso 93), o modelo 5 anos de vapor
+ 5 anos de água quente + 6 anos de água fria apresentou uma recuperação de óleo 5,95% maior
(2,84 pontos percentuais). Apesar do custo da água quente ser maior devido seu aquecimento,
tem-se um ganho considerável de produção.
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146
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Conclusões e recomendações
A Figura 5.42 mostra o gráfico fator de recuperação versus volume poroso injetado do
banco de água quente. Nota-se que em torno de 0,81 VPI, tem-se uma estabilidade na curva e o
ganho de produção de óleo com o aumento do banco de água quente torna-se muito pequena.
Figura 5. 42. Gráfico fator de recuperação versus volume poroso injetado do colchão de água
quente.
A Figura 5.43 apresenta um gráfico comparativo, em termos de fator de recuperação,
entre o modelo de melhor resultado injeção de vapor + água quente + água fria (caso 98), injeção
de vapor + água fria (caso 93) e injeção de vapor + água quente (caso 103).
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147
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Conclusões e recomendações
Figura 5. 43. Gráfico fator de recuperação versus tempo – injeção de vapor+água quente+água
fria e injeção de água fria após o vapor.
Observando a Figura 5.43 nota-se que a injeção de vapor + água quente + água fria
apresentou, como foi comentado, um fator de recuperação final de 50,59% contra 47,75% da
injeção de vapor e água fria. O detalhe importante é que esse ganho de quase 6 % se deu durante
a injeção de água fria, onde o colchão injetado fez com que a água fria não entrasse em contato
direto com a zona de óleo aquecido, mantendo este a uma maior temperatura e,
consequentemente a uma menor viscosidade.
A Figura 5.44 mostra um comparativo entre os perfis de temperatura (°F) entre a injeção
de vapor+água quente+água fria e a injeção de vapor e água fria, para comprovar o que foi dito
anteriormente, o motivo que levou a esse ganho de produção.
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148
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Vapor + água fria + água quente
t= 5 anos
Conclusões e recomendações
Vapor + água fria
t= 5 anos
Vapor + água fria
t= 7 anos
Vapor + água fria + água quente
t= 7 anos
Vapor + água fria + água quente
t= 10 anos
Vapor + água fria
t= 10 anos
Vapor + água fria + água quente
t= 13 anos
Vapor + água fria
t= 13 anos
Vapor + água fria + água quente
t= 16 anos
Vapor + água fria
t= 16 anos
Figura 5. 44. Comparativo entre os perfis de temperatura (°F) nos casos de injeção de vapor+água
quente+água fria e injeção de vapor seguido de água fria.
Observando os perfis de temperatura no 7° e 10° ano de projeto, percebe-se a semelhança
dos valores em torno do poço produtor justificando os resultados similares em termos de
recuperação de óleo. Já nos mapas de temperatura do 13° e 16° ano, nota-se uma diferença de
área aquecida em torno do poço produtor onde, para o caso que houve injeção de água quente, a
variação de temperatura é em torno de 200-250 °F e para o caso vapor e água fria 150-200 °F.
Portanto, a injeção de um banco de água quente no sistema fez com que a temperatura do
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149
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Conclusões e recomendações
reservatório, próximo ao poço produtor, atingisse níveis mais elevados em relação à injeção
apenas de água fria.
Se desconsiderado o custo relativo ao aquecimento da água e calculando o VPL para estes
dois modelos, obteve-se US$504.491,84 para o caso do vapor seguido de água quente e fria
contra US$477.988,30 para o caso onde não há aquecimento da água. Um aumento de 5,54 % no
VPL.
Diante desses aspectos, apenas uma análise econômica mais profunda indicaria a
viabilidade do aquecimento da água para a injeção de um banco de água quente no reservatório.
5.4.3. Análise de sensibilidade da injeção interrompida de vapor.
Para o estudo da sensibilidade dos parâmetros operacionais no desempenho do processo
da injeção interrompida de vapor (8° ano) para o modelo de reservatório proposto, os parâmetros
assim como os intervalos estudados estão apresentados na Tabela 5.10.
Vale ressaltar que esta análise não pode ser realizada em casos de simulação numérica,
devido não ser possível calcular o erro. A análise serve apenas como referencia qualitativa.
Tabela 5. 10. Parâmetros operacionais e o intervalo estudado na injeção interrompida de vapor.
Parâmetro
Vazão de injeção de vapor (t/dia)
Intervalo canhoneado
Valor mínimo
Valor intermediário
Valor máximo
12,5
25
37,5
centro
Todo intervalo
base
A Tabela 5.11 mostra a nomenclatura dos parâmetros na análise da injeção interrompida
de vapor. A nomenclatura dos efeitos são as mesmas consideradas na seção anterior: linear (L),
quadrática (Q).
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150
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Conclusões e recomendações
Tabela 5. 11. Nomenclatura dos parâmetros operacionais e dos efeitos contemplados nos
diagramas de Pareto.
Parâmetro
Nomenclatura
Vazão de Injeção de Vapor
“Qvapor” ou “1”
Intervalo canhoneado
“Canhoneado” ou “2”
A Figura 5.45 ilustra a influência dos parâmetros operacionais e das interações entre eles
sobre o Valor Presente Líquido na injeção interrompida de vapor.
(1)Qv apor(L)
1380835.
Qv apor(Q)
314595.8
(2)Canhoneio(L)
52321.06
1Q-2L
37501.39
1L-2L
33639.38
Canhoneio(Q)
-28055.8
1L-2Q
-21074.7
1Q-2Q
-12454.4
-2E5
0
2E5
4E5
6E5
8E5
1E6
1.2E6
1.4E6
1.6E6
Figura 5. 45. Diagrama de Pareto para a injeção de interrompida no 8° ano – Valor Presente
Líquido ao final do período de produção.
Observa-se que a vazão de injeção de vapor (Qvapor) apresenta maior relevância
estatística em relação ao VPL. O intervalo canhoneado (Canhoneio) também apresenta influência
na resposta. A interação entre esses parâmetros apresenta pouca influência.
A Figura 5.46 mostra através dos diagramas de Pareto a influência dos parâmetros
operacionais e das interações entre eles sobre o fator de recuperação, na injeção de vapor
interrompida no 8° ano de projeto. Como pode ser notada, a injeção de vapor foi o parâmetro
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151
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Conclusões e recomendações
mais significativo tanto com seu efeito linear (Qvapor(L)) como quadrático (Qvapor(Q)), seguido
da interação entre este parâmetro com seu efeito quadrático o intervalo canhoneado com o efeito
linear (1Q-2L). Um detalhe importante nesta análise é que o intervalo canhoneado apresentou
pouca influência na resposta, diferentemente do que ocorreu no VPL.
(1)Qv apor(L)
62.22411
Qv apor(Q)
21.08818
1Qby 2L
1.402141
(2)Canhoneio(L)
.6832126
Canhoneio(Q)
-.230078
1Q-2Q
-.203944
1L-2L
-.114869
1L-2Q
-.1125
-10
0
10
20
30
40
50
60
70
Figura 5. 46. Diagrama de Pareto para a injeção de vapor interrompida no 8°ano – Fator de
recuperação ao final do período de produção.
Fazendo uma análise das Figuras 5.45 e 5.46 observa-se que a vazão de vapor, em ambos
os casos, tem efeito positivo indicando que um aumento deste parâmetro aumenta a resposta.
5.4.3.1. Análise das variáveis operacionais na injeção de vapor interrompida.
A Figura 5.47 mostra a superfície de resposta para o Valor Presente Líquido (VPL) na
injeção interrompida de vapor.
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
152
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Conclusões e recomendações
Figura 5. 47. Superfície de resposta para o Valor Presente Líquido da interação entre a vazão de
injeção de vapor (Qinj) e o intervalo canhoneado – Injeção interrompida de vapor.
Observa que o máximo da função objetivo é alcançado quando se tem a vazão de vapor
em torno do nível mais alto (37,5 t/dia), assim como o intervalo canhoneado (base da zona de
óleo). Vale ressaltar na análise de VPL que após a interrupção do vapor, o único custo que é
desconsiderado é o relativo a este fluido.
Na superfície de resposta da Figura 5.48, onde a resposta é o Fator de recuperação, pode
ser observado que a região ótima de trabalho pode ser obtida no caso de se injetar vazões de
vapor de intermediárias (25 t/dia (0)) a altas (37,5 t/dia (1)), independentemente do intervalo
canhoneado.
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153
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Conclusões e recomendações
Figura 5. 48. Superfície de resposta para o fator de recuperação da interação entre a vazão de
injeção de vapor (Qinj) e o intervalo canhoneado – Injeção interrompida de vapor.
A Figura 5.49 exibe os resultados obtidos em termos de Valor Presente Líquido para o
estudo da injeção interrompida de vapor após 8 anos. Assim como para todos os fluidos
estudados observam-se três grupos de curvas distintos, cada um com 3 resultados, determinados
pela vazão de vapor empregada. Para a vazão de vapor de 37,5 t/dia, observa-se que o payback
ocorre entre o quarto e o quinto ano de projeto, sendo que quando o canhoneio foi realizado na
base do reservatório, ocorreu uma antecipação de receitas. Com relação a esse conjunto de curvas
(qvapor =37,5 t/dia), nota-se ainda outra subdivisão diferenciada pela zona de canhoneio. O melhor
resultado foi obtido quando se injetou 37,5 toneladas de vapor, canhoneando na base da zona de
óleo, obtendo-se um VPL de US$ 1.401.735,71. Comparando com o melhor resultado da injeção
de água como fluido alternativo, ele foi 1,41% maior e com o gás 6,84% maior.
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154
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Conclusões e recomendações
Analisando o grupo de curvas onde a vazão de vapor foi de 25 t/dia, percebe-se que o
payback ocorreu entre o sexto e o sétimo ano. Também se percebe a pequena antecipação do
banco de óleo obtido com o canhoneio na base do reservatório, apresentando o melhor resultado
para esta vazão sendo de US$1.047.873,91 (Qvapor:25-B). Para este grupo, percebe que quando
o canhoneio foi no centro e em todo intervalo da zona de óleo, os resultados foram próximos,
sendo que suas curvas apresentam comportamentos semelhantes.
Figura 5. 49. Valor Presente Líquido versus tempo para injeção interrompida de vapor - 8° ano de
projeto.
Quando se injetou uma vazão de vapor de 12,5 t/dia, observou-se que o projeto é inviável
economicamente apresentando, em todos os 3 casos, um Valor Presente Líquido negativo. Isso se
deve a interrupção precoce da injeção.
A Figura 5.50 apresenta os resultados em termos de fator de recuperação versus volume
poroso injetado para cada vazão adotada na injeção interrompida de vapor. É interessante
observar que quando a vazão de vapor foi de 37,5 t/dia, um mínimo de 0,9 VPI de vapor tem que
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155
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Conclusões e recomendações
ser inserido no reservatório para que o banco de óleo aquecido tenha seu deslocamento total até o
poço produtor. Porém, quando a vazão foi de 25 t/dia, um mínimo de 1,1 VPI. Isto se deve a
perda de calor ser maior quando se injeta a uma menor vazão de vapor, devido à segregação
gravitacional ocorrer mais rapidamente.
Figura 5. 50. Fator de recuperação versus volume poroso injetado de vapor para a injeção
interrompida de vapor – 8° ano de projeto.
Os melhores resultados obtidos considerando o fator de recuperação foram de 11,47%
para a vazão de 12,5 t/dia (Qvapor:12,5-B), 65,06% para a vazão de 25 t/dia (Qvapor:25-B) e
73,89% para a vazão de 37,5 t/dia (Qvapor:37,5-B). Comparando com o melhor resultado para a
injeção de água após o vapor, Qvapor:37,5-Qh2O-25-B (81,90%), o melhor resultado da injeção
interrompida de vapor apresenta 8 pontos percentuais a menos (9,77%), injetando-se 0,76 VP a
menos (28,9%).
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156
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Conclusões e recomendações
5.4.4. Análise do VPL na injeção de fluidos alternativos após o vapor
Considerando as análises das interações entre os parâmetros operacionais através das
superfícies de resposta, foram obtidos os casos que apresentaram o maior VPL para cada
combinação de vapor com fluido alternativo. A Figura 5.51 mostra o gráfico VPL versus tempo
para os melhores resultados encontrados.
Figura 5. 51. Gráfico VPL versus tempo – melhores resultados obtidos.
Analisando as curvas da Figura 5.51 nota-se que para os três casos a vazão de vapor que
retornou o maior VPL foi de 37,5 t/dia, nível de vazão mais elevado estudado (+1), indicando que
maiores valores podem resultar num VPL maior ainda. O tempo de retorno, nos três casos, se deu
em torno do 4° ano de projeto.
A injeção de nenhum fluido alternativo após 8 anos de vapor foi o caso que apresentou
maior VPL sendo US$1.401.736,00. Em seguida, a injeção de água (Qh2O = 25 m³std/dia) após
11 anos de vapor com US$ 1.382.157,00. O detalhe notório é que esta curva está em ascensão
enquanto a de vapor sem fluido alternativo está estabilizada indicando que, possivelmente, com
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157
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Conclusões e recomendações
maior tempo de análise, o caso da injeção de água após o vapor seria o caso mais viável. Por fim
a injeção de metano (Qch4 = 1250 m³std) após 14 anos de vapor com US$1.310.678,74.
A curva de VPL da injeção de metano após o vapor mostra que este gás não influenciou
para o aumento de rentabilidade do projeto.
5.5.
Otimização da injeção de água após o vapor
Como visto no início deste estudo, para a configuração operacional base (Qvapor = 25 t/dia)
obteve-se que o tempo ótimo de injeção de água após o vapor foi de 11 anos, levando em
consideração a produção acumulada líquida. Ao realizar o estudo das iterações entre as variáveis
operacionais, pôde ser observado que a vazão de vapor era o parâmetro que mais influenciava na
viabilidade econômica do projeto, sendo que um aumento da vazão de vapor aumenta também o
VPL.
Como foi vista essa tendência de aumento de rentabilidade com o aumento de vazão de
vapor, foram estudadas vazões mais elevadas até o instante que se otimizou a função VPL.
Também foram analisados diversos tempos onde o vapor foi cessado visando obter o volume
ótimo de vapor a ser inserido no sistema.
A Tabela 5.12 apresenta os resultados obtidos na busca da condição operacional ótima
para o reservatório estudado na injeção de água após o vapor. As linhas destacadas em vermelho
indicam o melhor resultado obtido para cada vazão estudada.
Para as alternativas de produção, sempre se iniciou o projeto com a injeção de vapor,
seguida da injeção de água e, quando houver, a injeção de nenhum fluido alternativo no sistema.
Então se interpreta as alternativas da esquerda para a direita, sendo um total de 16 anos de
projeto.
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
158
Tese de Doutorado PPGCEP / UFRN
Conclusões e recomendações
Tabela 5. 12. Otimização da injeção de água após o vapor e vapor sem fluido alternativo.
Injeção de vapor
caso
104
105
106
107
108
109
110
111
112
113
114
115
116
117
118
119
120
121
122
123
124
125
126
127
128
129
130
131
132
133
134
135
136
137
138
139
Qvapor
(t/dia)
37,5
37,5
37,5
37,5
37,5
37,5
37,5
37,5
50
50
50
50
50
50
50
50
60
60
60
60
60
60
37,5
37,5
37,5
37,5
37,5
37,5
37,5
37,5
50
50
50
50
50
50
tvapor
(anos)
5
6
7
8
9
10
11
12
3
4
5
6
7
8
9
10
2
3
4
5
6
7
5
6
7
8
9
10
11
12
3
4
5
6
7
8
VPI
1,20
1,44
1,68
1,93
2,17
2,42
2,66
2,91
0,96
1,29
1,61
1,94
2,27
2,59
2,92
3,24
0,78
1,16
1,55
1,94
2,33
2,72
1,19
1,44
1,68
1,93
2,17
2,42
2,66
2,91
0,96
1,29
1,61
1,94
2,26
2,59
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
Injeção de água
Qh2O
(m³/dia)
25
25
25
25
25
25
25
25
25
25
25
25
25
25
25
25
25
25
25
25
25
25
tágua
(anos)
11
10
9
8
7
6
5
4
13
12
11
10
9
8
7
6
14
13
12
11
10
9
s/ fluido
alternativo
ts/fluido
(anos)
11
10
9
8
7
6
5
4
13
12
11
10
9
8
Respostas
Fr
(%)
70,27
75,51
77,96
79,78
81,24
81,69
81,63
81,06
63,70
72,92
77,16
80,09
81,85
82,56
82,73
82,33
56,06
69,77
77,24
80,31
82,10
82,28
63,07
67,97
71,29
73,52
75,28
76,22
76,60
76,70
55,63
65,69
70,50
73,00
74,96
75,84
VPL máx
(US$)
1.377.357
1.448.177
1.437.232
1.427.008
1.416.037
1.405.380
1.382.156
1.359.224
1.445.502
1.576.885
1.579.012
1.535.605
1.500.897
1.459.291
1.421.436
1.384.724
1.114.595
1.540.198
1.578.249
1.490.314
1.422.742
1.363.543
1.402.231
1.433.413
1.415.174
1.401.735
1.388.763
1.371.173
1.352.972
1.336.004
1.436.975
1.532.626
1.566.293
1.501.723
1.461.047
1.417.507
159
Tese de Doutorado PPGCEP / UFRN
140
141
142
143
50
50
50
50
9
10
5
5
2,92
3,24
1,61
1,61
Conclusões e recomendações
25
25
5
6
7
6
6
5
76,07
75,98
76,06
76,67
1.377.236
1.342.037
1.603.268
1.601.335
De acordo com a Tabela 5.12 nota-se que a configuração operacional ótima para a injeção
água após o vapor foi de 5 anos de vapor, a 50 t/dia, seguido de injeção de água (11 anos)
resultando em um VPL de US$1.579.012,45. É interessante destacar que esta configuração
operacional apresenta os tempos de atuação dos fluidos inversos aos obtidos com a configuração
operacional base (11 anos de vapor e 5 anos de injeção de água), com o dobro da vazão de vapor.
A injeção interrompida de vapor apresentou como configuração operacional ótima 5 anos
de injeção de vapor a 50 t/dia, onde o resultado alcançando foi um VPL de US$1.566.292,99.
Este resultado é inferior ao obtido na combinação vapor + água.
A Figura 5.52 apresenta as curvas de Valor Presente Líquido versus tempo para o melhor
resultado de cada grupo estudado na Tabela 5.12 (resultados em vermelho), para a injeção de
água após o vapor e a injeção interrompida de vapor. Também foi inserido o caso 142 onde se
injetou 5 anos de vapor, 5 anos de água e 6 anos sem fluido. Este caso foi inserido visto que, a
partir do 10° ano de projeto, a curva de VPL fica estabilizada mostrando que não está havendo
mais ganho com a injeção de água. Logo é mais viável economicamente cessar a injeção de
fluidos nos 6 anos finais de projeto.
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
160
Tese de Doutorado PPGCEP / UFRN
Conclusões e recomendações
Figura 5. 52. Gráfico Valor Presentes Líquido versus Tempo – melhores resultados.
Observam-se quatro grupos distintos de curvas onde são diferenciadas pela vazão de
vapor, levando em consideração o payback do projeto. Mas nota-se também que o payback ao
injetar as vazões de 50 ou 60 t/dia a diferença é de poucos meses. Ao final do projeto, a
rentabilidade dos projetos com injeção de 50 t/dia é maior que o de 60 t/dia.
Devido a essa estabilização de curvas de VPL, a água foi interrompida no 10° e 11° ano
de projeto (casos 142 e 143) para tentar melhorar ainda mais as respostas encontradas. Com isso
comparando-se o resultado obtido entre o caso 142 (5 anos de injeção de vapor, 5 de injeção de
água e 6 sem fluido alternativo) e o caso 114 (5 anos de injeção de vapor e 11 de água), o
resultado foi de US$1.603.268,00 contra US$1.579.012,45. Isso significa um aumento de VPL de
US$24.255,55, o que representa 1,54%.
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
161
Tese de Doutorado PPGCEP / UFRN
Conclusões e recomendações
Um detalhe a ser considerado é que em nenhuma das duas vazões, 37,5 e 50 t/dia, a
injeção interrompida de vapor se mostrou mais rentável do que a injeção de água após o vapor.
A Figura 5.53 apresenta curvas de VPL versus Volume poroso injetado, para cada vazão
de vapor, montados a partir dos pontos obtidos na Tabela 5.12 na injeção de água após o vapor.
Traçaram-se linhas de tendência buscando encontrar as equações que relacionem o volume
injetado de vapor com o Valor Presente Líquido.
Figura 5. 53. Gráfico Valor Presente Líquido versus Volume Poroso Injetado.
De acordo com a Figura 5.53 percebe-se que as três vazões possuem um VPI ótimo muito
próximos, em torno de 1,40. A pequena diferença se dá devido ao se injetar com maior vazão,
ocorre menor perda de calor para a camada sobrejacente devido à segregação gravitacional do
vapor, além do menor tempo de atuação no reservatório. Diante disto pode-se concluir que se
obtendo o VPI ótimo, pode-se analisar para qualquer vazão de vapor qual o tempo ótimo de
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
162
Tese de Doutorado PPGCEP / UFRN
Conclusões e recomendações
interrupção para dar início a injeção de água. Conclui-se então que não há um tempo ótimo para a
injeção de água após o vapor e sim um volume ótimo, onde este sim indicará o tempo correto de
conversão.
A Figura 5.54 apresenta as curvas de Fator de recuperação versus tempo de injeção de
vapor para as três vazões estudadas. Foi traçada a linha de tendência para fazer uma relação entre
o tempo de injeção de vapor e o Fator de recuperação para cada vazão estudada, para ver qual o
tempo ótimo de injeção de vapor que maximiza o fator de recuperação.
VPLmáx=US$1.579.012
VPLmáx=US$1.578.249
VPLmáx=US$1.448.177
Figura 5. 54. Fator de recuperação versus Tempo de injeção de vapor.
Analisando a Figura 5.54 observa-se que os fatores de recuperação máximos obtidos são
muito próximos, para as três vazões estudadas. Estes resultados são alcançados para um menor
tempo de injeção, quanto maior for a vazão de vapor. Deve-se ressaltar o maior volume diário
injetado quanto maior a vazão, mas em termos volumétricos, os valores nos casos ótimos são
parecidos.
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
163
Tese de Doutorado PPGCEP / UFRN
Conclusões e recomendações
Analisando o Fator de recuperação a partir dos melhores resultados obtidos no VPL, para
cada vazão de vapor, percebe-se que em nenhum dos casos o Fator de recuperação é o máximo.
Por exemplo, para a vazão de 50 t/dia de vapor o VPL máximo foi obtido com 5 anos de injeção
e, vendo o gráfico da Figura 5.54, nota-se que o fator de recuperação é de 77% sendo que com
maiores volumes de vapor no sistema obtêm-se resultados de até 82%.
5.6.
Estudo da redução de vazão
Uma alternativa utilizada para a redução de custos na injeção contínua de vapor é
trabalhar com reduções de vazão ao longo do tempo de projeto, com o objetivo de manter a
Razão Óleo-Vapor (ROV) em valores considerados viáveis.
O que se analisou até agora foram injeções contínuas de vapor com vazões constantes.
Como já foi visto a vazão de 50 t/dia é a vazão que apresentou maior retorno econômico em
relação às outras estudadas visto que retornou um maior VPL. Foi visto também que o tempo
ideal de parada para a inserção do fluido alternativo, para essa vazão, foi no 5° ano de projeto.
Então, a partir destas premissas, foram realizados estudos de redução de vazão de vapor para
analisar a rentabilidade do projeto. Os casos analisados estão listados na Tabela 5.13 abaixo:
Tabela 5. 13. Injeção de vapor com redução de vazão.
Período (anos)
Período (anos)
Período (anos)
Período (anos)
Qvapor = 50 t/dia
Qvapor = 25 t/dia
Qvapor = 12,5 t/dia
Qvapor = 0 t/dia
144
1°- 5°
6°- 16°
-
-
145
1°- 5°
6° - 10°
11° - 16°
-
146
1°- 5°
-
6°- 16°
-
147
1°- 5°
-
6° - 10°
11° - 16°
148
1°- 5°
-
-
6°- 16°
caso
A Tabela 5.13 pode ser entendida lendo da esquerda para a direita, de forma que as
vazões são reduzidas ao longo do tempo de projeto. Por exemplo, para o caso 145 a injeção de
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
164
Tese de Doutorado PPGCEP / UFRN
Conclusões e recomendações
vapor é iniciada a 50 t/dia durante 5 anos, seguido de uma redução para 25 t/dia mantida entre o
6° e o 10° ano e, entre o 11° e o 16° ano de projeto, a vazão foi de 12,5 t/dia.
A Figura 5.55 apresenta os resultados obtidos em termos de VPL para os 5 casos citados
acima.
Figura 5. 55. Gráfico VPL versus Tempo – Injeção de vapor com redução de vazão.
De acordo com a Figura 5.55 observa-se que os melhores resultados foram obtidos para os
modelos Qvapor (5anos): 50-Qvapor:12,5 e Qvapor (5anos):50-Qvapor (5anos):12,5-Qvapor:0
obtendo-se um VPL de US$1.603.946,52 e US$1.600.127,72, respectivamente. Este resultado é
semelhante ao melhor resultado obtido na injeção de água após o vapor que foi de
US$1.603.268,00.
É importante lembrar que as respostas são dependentes dos custos considerados para a
análise econômica, significando que qualquer variação destes seja na injeção de água ou do
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
165
Tese de Doutorado PPGCEP / UFRN
Conclusões e recomendações
vapor, pode fazer com que uma ou outra estratégia de injeção seja mais viável. Para o estudo do
VPL realizado neste trabalho, foi considerado que o vapor tem um custo 2,5 vezes maior que a
água considerando a mesma massa injetada.
Visto a similaridade em termos de VPL que se obteve nos modelos vapor (5 anos) + água
(5 anos) + nenhum fluido (6 anos) e redução de vazão de vapor (50 t/dia-12,5 t/dia), conclui-se
que é interessante a injeção de água como fluido alternativo.
A Figura 5.56 apresenta os resultados obtidos em termos de Fator de recuperação para os
5 casos de redução de vazão de vapor.
Figura 5. 56. Gráfico Fator de recuperação versus VPI – Injeção de vapor com redução de vazão.
Observa-se que o melhor resultado em termos de Fator de recuperação foi de 80,11 para o
modelo 50 t/dia-12.5 t/dia, injetando-se um VPI de 2,52. Nem os outros casos em que se injetou
um maior volume poroso obtiveram um maior Fator de recuperação. Em comparação com o
modelo vapor (5 anos) + água (5 anos) + nenhum fluido (6 anos), apresentou um fator de
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
166
Tese de Doutorado PPGCEP / UFRN
Conclusões e recomendações
recuperação 4,05 pontos percentuais a mais, mas visto seu maior custo, o VPL retornou
resultados semelhantes.
Para se ter ideia do bom desempenho da injeção de vapor seguido por água, em termos de
recuperação de óleo, se for analisado o caso 117 da Tabela 5.12 onde é injetado vapor durante 8
anos (50 t/dia) e 8 anos de injeção de água, obteve-se um fator de recuperação de 82,56%
injetando 2,56 VPI.
5.7.
Análise do VPL máximo em função do VPI para a injeção de vapor
seguido de água fria
Esta seção visa analisar o VPL máximo em função do VPI para o caso de injeção de água
fria após o vapor, considerando variações de parâmetros de reservatório tais como viscosidade do
óleo, permeabilidade horizontal, permeabilidade vertical e espessura da zona do óleo (localizada
no Anexo, seção 8.3).
Para as análises tomou-se por base o modelo inicial de viscosidade 738 cP (condições de
reservatório), permeabilidade horizontal 1000 mD, permeabilidade vertical 100 mD e espessura
da zona de óleo 20 m. Para este caso, obteve-se um VPLmáx de US$1.591.071,89 onde foi
injetado vapor durante cinco anos ( 50 t/dia) seguido por água (25 m³std/dia).
A Tabela 5.14 apresenta os parâmetros de reservatório e os intervalos analisados, sendo a
coluna em vermelho correspondendo ao modelo base.
Tabela 5. 14. Variação dos parâmetros de reservatório.
Parâmetro de reservatório
Viscosidade (cP)
Valores
326
738
Permeabilidade horizontal (mD)
500
1000 1500 2000
Permeabilidade vertical (mD)
50
100
200
400
15
20
25
30
Espessura da zona de óleo (m)
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
122
10
1274 1971
167
Tese de Doutorado PPGCEP / UFRN
Conclusões e recomendações
Vale ressaltar que o estudo foi realizado variando o parâmetro de forma
individual, não considerando as interações entre eles. As permeabilidades horizontal e vertical
variaram uma independente da outra.
5.7.1. Influência da variação de viscosidade no VPL máximo
Para chegar aos valores de viscosidades indicados na Tabela 5.14, em condições de
reservatório, foram modificadas as frações molares dos componentes e pseudocomponentes do
óleo. Outro comentário importante é que não foi considerada uma variação no preço do petróleo
para efeitos comparativos, sendo este mantido em US$50/bbl em todos os casos. Na prática, o
óleo de 1971 cP tem um valor comercial menor do que o de 122 cP, por exemplo, visto que
apresenta maior quantidade de frações pesadas que geram produtos de menor valor agregado. A
Tabela 5.15 mostra a composição molar dos cinco óleos estudados, considerando seus
pseucomponentes.
Tabela 5. 15. Fração molar dos pseudocomponentes para cada óleo estudado.
Pseudocomponentes – fração molar (%)
Viscosidade do
óleo (cP)
CO2
N2
-3
1,80x10
C1-C3
-3
9,23x10
-2
IC4-C19
C20-C39
-1
-1
4,76x10
2,68x10
C40+
1,58x10-1
122
4,22x10
326
4,22x10 -3 1,80x10-3 9,23x10-2 4,76x10 -1 1,68x10-1 2,58x10-1
738
4,22x10 -3 1,80x10-3 9,23x10-2 1,76x10 -1 4,68x10-1 2,58x10-1
1274
4,22x10 -3 1,80x10-3 9,23x10-2 1,76x10 -1 4,18x10-1 3,08x10-1
1971
4,22x10 -3 1,80x10-3 9,23x10-2 1,76x10 -1 3,68x10-1 3,58x10-1
Foi realizada uma otimização da vazão de vapor para cada tipo de óleo analisado, visto
que a configuração operacional otimizada obtida na seção 5.5 foi para o reservatório contendo um
óleo de viscosidade 738 cP. A mudança neste parâmetro pode acarretar em mudanças na vazão de
vapor ótima. O resumo dos melhores resultados obtidos na análise da viscosidade do óleo
encontra-se na Tabela 5.16, onde são apresentados todos os casos estudados.
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
168
Tese de Doutorado PPGCEP / UFRN
Conclusões e recomendações
Tabela 5. 16. Resumo dos resultados obtidos – variação de viscosidade.
Qvapor – otm tvapor
(anos)
(t/dia)
50
2
50
3
50
4
50
5
50
6
50
7
50
8
50
9
tvpl-máx
0,65
0,98
1,30
1,63
1,95
2,28
2,60
2,93
VPLmáx
(US$)
1.933.013
2.464.952
2.408.432
2.360.798
2.314.909
2.267.916
2.222.242
2.196.137
(anos)
15
11
9
9
10
11
12
12
Fr tvpl-max
(%)
72,09
77,83
81,11
83,51
85,01
85,63
85,70
85,72
Fr Final
(%)
72,72
79,90
83,12
85,25
86,22
86,72
86,78
86,91
149
150
151
152
153
154
155
156
µo
(cP)
122
122
122
122
122
122
122
122
157
158
159
160
161
162
163
164
326
326
326
326
326
326
326
326
50
50
50
50
50
50
50
50
2
3
4
5
6
7
8
9
0,65
0,98
1,30
1,63
1,95
2,28
2,60
2,93
1.100.856
1.885.812
1.942.054
1.885.345
1.842.615
1.803.923
1.766.398
1.736.997
16
13
11
10
11
11
11
12
58,67
70,82
75,93
78,01
80,00
80,42
80,57
80,65
58,67
72,31
77,86
80,18
81,44
82,21
82,41
82,43
165
166
167
168
169
170
738
738
738
738
738
738
50
50
50
50
50
50
2
3
4
5
6
7
0,65
0,96
1,29
1,61
1,94
2,27
461.020
1.445.502
1.576.885
1.591.071
1.535.605
1.500.897
16
14
12
11
12
13
44,06
62,56
71,02
75,56
78,62
79,58
44,06
63,70
72,92
77,16
80,09
80,85
171
172
173
174
175
176
177
1274
1274
1274
1274
1274
1274
1274
60
60
60
60
60
60
60
2
3
4
5
6
7
8
0,78
1,17
1,56
1,95
2,34
2,73
3,13
513.920
1.256.975
1.358.758
1.282.499
1.213.816
1.150.265
1.088.430
16
14
13
12
12
13
14
34,26
55,88
66,32
72,26
74,78
76,81
78,16
34,26
57,13
67,80
74,01
76,59
78,35
79,42
178
179
180
181
182
183
184
1971
1971
1971
1971
1971
1971
1971
60
60
60
60
60
60
60
2
3
4
5
6
7
8
0,78
1,17
1,56
1,95
2,35
2,74
3,13
-101.227
155.279
647.816
717.755
678.220
643.378
606.927
16
16
13
12
13
14
15
32,22
43,18
57,77
63,90
68,78
71,24
72,51
32,22
43,18
59,65
67,19
70,27
72,37
73,40
caso
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
VPIvapor
169
Tese de Doutorado PPGCEP / UFRN
Conclusões e recomendações
De acordo com a Tabela 5.16 observa-se que os modelos de reservatório contendo óleo de
122, 326 e 738 cP (caso base) possui uma vazão ótima de 50 t/dia, sendo que quanto mais leve o
óleo menos vapor é necessário para se obter o VPL máximo. Já para os reservatórios contendo os
óleos mais pesados, 1274 e 1971 cP, a vazão ótima encontrada foi de 60 t/dia. Considerando o
aumento da viscosidade do óleo, obteve-se um aumento do VPI de vapor ótimo e redução do
VPL máximo e do Fator de recuperação final.
A Figura 5.57 apresenta o comportamento das curvas do VPL máximo em função do VPI
de vapor para as 5 viscosidades estudadas. Cada curva vem com uma linha de tendência sendo
aproximada para um polinômio de 4° grau.
Figura 5. 57. Gráfico VPL versus VPI de vapor – viscosidade do óleo.
Como pode ser notado na Figura 5.57, quanto mais viscoso o óleo do reservatório menor
o Valor Presente Líquido máximo. Para o caso de viscosidade do óleo de 122 cP tem-se o melhor
resultado US$2.464.952,79 injetando 0,98 VP de vapor (caso 150) e para o óleo mais pesado,
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
170
Tese de Doutorado PPGCEP / UFRN
Conclusões e recomendações
1971 cP, obteve-se um VPLmax de US$ 717.755,87, injetando um VP de 1,95 (caso 181).
Observa-se que considerando os casos mais extremos, tem-se um VPL 3,43 vezes maior para o
melhor caso obtido na análise do modelo de reservatório contendo o óleo de 122 cP. Isto mostra a
grande sensibilidade do Valor Presente Líquido à viscosidade.
Para se ter uma ideia, considerando um VPI de vapor 1,3 têm-se os seguintes resultados:
US$2.408.432,38 para o modelo de 122 cP; US$1.942.054,74 para o de 326 cP;
US$1.576.885,73 para o modelo base; em torno de US$1.350.000,00 para uma viscosidade de
1274 cP e aproximadamente US$400.00,00 para o caso de 1971 cP. Isto mostra que para inserção
de um volume fixo de vapor no reservatório seguido por água, tem-se que quanto mais viscoso o
óleo menor a rentabilidade do projeto.
Do ponto de vista de comportamento das curvas, percebe-se que são semelhantes
apresentando duas fases: tem uma forte ascensão até o caso de VPLmax e depois declina
suavemente. O comportamento inicial é explicado pelo volume de vapor necessário para o
deslocamento do banco de óleo aquecido para o poço produtor. Logo o VPL sai de valores
relativamente baixos e tem uma rápida ascensão quando o óleo aquecido é produzido (à medida
que mais vapor é injetado no reservatório, mais energia para o deslocamento dos fluidos).
Prosseguindo com o aumento do volume de vapor injetado chega o momento em que é atingido o
VPLmax, ponto em que se encontra a melhor relação injeção vapor-água.
Aumentando ainda mais o volume de vapor no reservatório, a curva de VPL começa
apresentar um declínio suave indicando que é mais viável inserir água no reservatório a
prosseguir com o vapor. O motivo da suavidade do declínio é que o vapor é mais caro que a água,
sendo que os dois fluidos mantém produções semelhantes.
Isso pode ser observado analisando a curva, por exemplo, de 1274 cP: injetado 1,56 VPI
de vapor tem-se um VPLmáx de US$1.358.758,44 (caso 173). Ao se injetar 3,13 VPI de vapor
obteve-se um VPLmáx de US$1.088.430,64 (caso 177), mostrando que ao dobrar o volume de
vapor a queda no Valor Presente Líquido foi de quase 20%.
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
171
Tese de Doutorado PPGCEP / UFRN
Conclusões e recomendações
Outro detalhe importante é que o tipo de óleo apresentou influência na chegada do banco
de óleo aquecido sendo que quanto mais pesado o óleo do reservatório, maior será o volume de
vapor necessário para depois ser substituído pela água fria, para maximizar o VPL no processo. O
que diferencia é justamente o maior percentual de frações pesadas no óleo de maior viscosidade,
que acarreta em maior dificuldade de deslocamento no meio poroso.
A Figura 5.58 apresenta o comportamento das curvas do Fator de recuperação final em
função do VPI de vapor para as cinco viscosidades estudadas. Cada curva vem com uma linha de
tendência sendo aproximada por um polinômio de 3° grau.
Figura 5. 58. Gráfico Fator de Recuperação versus VPI de vapor – viscosidade do óleo.
O Fator de recuperação final para os cinco tipos de óleo estudados e considerando o VPI
de vapor, se aproximam à medida que maiores volumes de vapor são injetados no reservatório,
como podem ser notados na Figura 5.58. Para se ter uma ideia, considerando 0,98 VPI de vapor o
modelo de reservatório que contém o óleo de 122 cP apresentou um fator de recuperação de
79,90% (caso 150), enquanto o modelo de 1971 cP em torno de 39% (caso 181). Uma diferença
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
172
Tese de Doutorado PPGCEP / UFRN
Conclusões e recomendações
de 104,87% entre esses dois casos sendo que, para os outros tipos de óleo, os valores do Fator de
recuperação ficam dentro deste intervalo. Analisando um VPI de vapor de 2,61 o modelo de
reservatório que contém o óleo de 122 cP retornou um fator de recuperação de 86,91% enquanto
o modelo de 1971 cP aproximadamente 73%, diferença de 19%.
Diante do que foi comentado encontra-se a explicação da diferença do VPL entre os
modelos: o volume de óleo produzido, no caso do reservatório de óleo com menor viscosidade,
ocorre principalmente nos primeiros anos de projeto. A diferença anual de produção de óleo é
considerável entre os modelos de maior e menor viscosidade no início da produção. Como foi
visto, para 0,98 VPI de vapor a recuperação de óleo para o caso de menor viscosidade foi de
79,90% e ao se injetar 2,61 VPI, a recuperação final foi de 86,91%, um aumento de 200% no
volume injetado retornando um aumento de quase 9% na produção. Para o caso de maior
viscosidade tem-se uma recuperação de óleo próxima a 39% para 0,98 VPI de vapor e ao se
injetar 2,61 VPI, em torno de 73%. Assim, para um aumento de 200% no volume injetado
aumenta-se a produção de óleo em 87%.
Nas análises econômicas realizadas, para diferentes tempos de vapor injetado obtiveramse tempos de VPLmáx do projeto diferentes, significando que a partir desta data o fluxo de caixa é
negativo reduzindo o VPL. Este detalhe é importante para o nosso estudo visto que após atingir o
tempo de VPLmax pode-se cessar a injeção de água e deixar produzir de forma natural. As
vantagens com isso é que além da redução de custo ao cessar a injeção de água haverá uma
menor produção deste fluido. De fato isso não impacta tanto no VPL visto que a parada da
injeção de água ocorre do meio para o fim do projeto, mas a obtenção deste tempo pode trazer um
aumento de rentabilidade. A Figura 5.59 apresenta o gráfico Tempo de VPLmáx em função do
Tempo de injeção de vapor. Para esta análise foram considerados os modelos de reservatórios
com óleo de 122 e 1971 cP. As barras vêm acompanhadas do VPLmáx obtido para cada caso.
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
173
Tese de Doutorado PPGCEP / UFRN
Conclusões e recomendações
Figura 5. 59. Tempo de VPLmáx versus Tempo de injeção de vapor.
Observando o comportamento das barras percebe-se que os modelos em que se injeta
vapor do segundo ao quinto ano o tempo de VPLmáx diminui para os dois óleos estudados. A
diferença é que para o óleo de 122 cP o tempo de VPLmáx ocorre antes do que no modelo de 1971
cP. Como comentado anteriormente, em termos econômicos, pode-se cessar a injeção de água
nestes períodos visto que não é mais viável mantê-las. Já nos modelos em que se injeta vapor do
sexto ano até o oitavo percebe-se que o tempo de VPLmáx aumenta para os dois casos, sendo que
sempre tem maiores tempos para o caso de 1971 cP.
5.7.2. Influência da variação de permeabilidade horizontal no VPL máximo
A Tabela 5.17 apresenta o resumo dos resultados obtidos para a variação da
permeabilidade horizontal onde mostra todos os casos estudados.
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
174
Tese de Doutorado PPGCEP / UFRN
Conclusões e recomendações
Tabela 5. 17. Resumo dos resultados obtidos – variação de permeabilidade horizontal.
caso
185
186
187
188
189
190
191
192
193
194
195
196
197
198
199
200
201
202
203
204
205
206
207
208
Kh
(mD)
2000
2000
2000
2000
2000
2000
1500
1500
1500
1500
1500
1500
1000
1000
1000
1000
1000
1000
500
500
500
500
500
500
tvapor VPI
vapor
(anos)
2
0,65
3
0,98
4
1,30
5
1,63
6
1,95
7
2,28
2
0,65
3
0,98
4
1,30
5
1,63
6
1,95
7
2,28
2
0,65
3
0,96
4
1,29
5
1,61
6
1,94
7
2,27
3
0,96
4
1,29
5
1,65
6
1,98
7
2,31
8
2,64
VPLmáx
(US$)
876.525
1.787.398
1.826.655
1.776.259
1.729.034
1.685.084
700.424
1.639.857
1.747.094
1.707.428
1.660.664
1.616.018
460.020
1.445.502
1.576.885
1.591.071
1.535.605
1.500.897
387.365
1.085,185
1.129.167
1.105.563
1.076.901
1.045.818
tvpl-máx
(anos)
16
12
10
9
10
11
16
13
11
10
11
12
16
14
12
11
12
13
16
11
14
15
16
16
Frtvpl-máx
(%)
55,18
69,24
75,24
78,13
80,31
81,49
50,58
67,00
74,21
77,48
80,02
81,44
44,06
62,56
71,02
75,56
78,62
80,58
41,24
60,27
64,96
71,90
75,59
77,58
Fr
(%)
55,18
71,26
77,69
80,74
82,28
83,15
50,58
68,56
76,31
79,74
81,64
82,76
44,06
63,70
72,92
77,16
80,09
81,85
41,24
66,16
72,36
75,59
77,58
78,68
De acordo com a Tabela 5.17, percebe-se que com a redução da permeabilidade vertical,
há uma tendência de aumento do VPI ótimo, redução do VPL máximo e do Fator de recuperação.
Comparando com a Tabela 5.16, nota-se a maior sensibilidade do VPL em relação à viscosidade
do óleo do que a permeabilidade horizontal.
A Figura 5.60 mostra o comportamento das curvas do VPL máximo em função do VPI de
vapor para os modelos de reservatório considerando as quatro permeabilidades horizontais
listadas na Tabela 5.17. Cada curva vem com uma linha de tendência sendo aproximada por um
polinômio do 4° grau.
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
175
Tese de Doutorado PPGCEP / UFRN
Conclusões e recomendações
Figura 5. 60. Gráfico VPL versus VPI de vapor – permeabilidade horizontal.
Fazendo uma análise da Figura 5.60 percebe-se que quanto maior a permeabilidade
horizontal do reservatório, maior a viabilidade econômica do projeto de injeção de vapor e água.
Para o caso de permeabilidade horizontal de 2000 mD tem-se o maior VPL, sendo de
US$1.826.655,08 injetando 1,30 VP de vapor (caso 187). Já para o modelo de reservatório com
menor permeabilidade horizontal, 500 mD, obteve-se um VPLmax de US$ 1.129.167,43 injetando
um VP de 1,66 (caso 205). Considerando os casos mais extremos tem-se um VPL 1,62 vezes
maior para o caso de maior permeabilidade horizontal. Esta diferença só não é menor porque a
curva de 500 mD foge um pouco das outras três curvas, que se encontram mais próximas.
Considerando um VPL de US$1.050.000,00, teve que se injetar aproximadamente: 0,70
VPI (2000 mD), 0,75 VPI (1500 mD), 0,80 VPI (1000 mD) e 1,30 VPI (500 mD). Estes valores
mostram que para se obter um VPL de US$1.050.000,00, quanto mais permeável o reservatório
menor o volume de vapor necessário. Isto pode se explicado pela equação de Darcy, onde se
percebe que a velocidade é diretamente proporcional à permeabilidade.
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
176
Tese de Doutorado PPGCEP / UFRN
Conclusões e recomendações
Em relação ao comportamento das curvas de VPL máximo versus VPI variando a
permeabilidade horizontal, percebe-se que são semelhantes às traçadas no estudo da viscosidade
do óleo. Logo as considerações feitas para a viscosidade do óleo valem para a permeabilidade
horizontal.
Outro detalhe relevante é que, como esperado, a permeabilidade horizontal apresentou
influência considerável na chegada do banco de óleo ao poço produtor sendo bem notória a
diferença de ascensão das curvas de 2000 (mais cedo) mD e a de 500 mD (mais tarde). As curvas
de 1500 mD e 1000 mD tem um tempo de chegada próximo ao caso onde o reservatório
apresenta uma permeabilidade de 2000 mD.
A Figura 5.61 apresenta o comportamento das curvas do Fator de recuperação final em
função do VPI de vapor para as quatro permeabilidades horizontais consideradas. Cada curva
vem com uma linha de tendência sendo aproximada por um polinômio de 3° grau.
Figura 5. 61. Gráfico Fator de recuperação versus VPI de vapor – permeabilidade horizontal.
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
177
Tese de Doutorado PPGCEP / UFRN
Conclusões e recomendações
Assim como na análise da viscosidade do óleo, os Fatores de recuperação final para os
modelos de reservatório que apresentam permeabilidades horizontais distintas se aproximam,
considerando os modelos em que maiores volumes de vapor são injetados no reservatório, como
pode ser notado na Figura 5.61. Para os modelos em que o vapor é injetado durante 3 anos (0,98
VP), o modelo de reservatório que possui permeabilidade horizontal de 2000 mD apresentou um
Fator de recuperação de 71,26% (caso 186), enquanto o modelo de 500 mD 41,24% (caso 203).
Uma diferença de 72% entre esses dois casos sendo que, para as outras permeabilidades, os
valores de fator de recuperação ficam dentro deste intervalo. Analisando os modelos em que o
vapor é injetado durante 7 anos (aproximadamente 2,30 VPI), o modelo de reservatório que
possui permeabilidade de 2000 mD (caso 207) retornou um Fator de recuperação de 83,15%
enquanto o modelo de 500 mD (caso 190) 77,58%, diferença de 7%.
O ponto chave que impacta no VPL é a receita adquirida nos primeiros anos de projeto. A
Figura 5.62 apresenta um comparativo, em termos de vazão de óleo, entre os modelos de
reservatório que apresentam permeabilidade horizontal 2000 e 500 mD, nos casos em que foram
injetados vapor durante 5 e 7 anos de projeto.
Figura 5. 62. Gráfico Vazão de óleo versus Tempo – Permeabilidade horizontal.
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
178
Tese de Doutorado PPGCEP / UFRN
Conclusões e recomendações
Analisando o comportamento das curvas de vazão de óleo para os modelos de reservatório
com permeabilidade horizontal 500 e 2000 mD, observa-se que o banco de óleo aquecido chega
ao poço produtor no 2° ano de projeto, para o caso do modelo de maior permeabilidade, e no
3°ano para o modelo de 500 mD, como pode ser observado na Figura 5.62. Outro detalhe
importante é o pico de vazão de óleo que é de 37 m³std/dia, para o modelo de 2000 mD, e 29
m³std/dia para o caso de menor permeabilidade horizontal, indicando uma maior produção de
óleo para o modelo de reservatório mais permeável. Estes detalhes explicam a influência da
Permeabilidade horizontal no Valor Presente Líquido.
Prosseguindo a análise do comportamento das 4 curvas apresentadas, um detalhe chama a
atenção: no tempo em que a água começa a ser injetada no reservatório, começa a haver um
aumento de produção, modificando a tendência de declínio nas curvas como pode ser notado nos
destaques em amarelo da Figura 5.62. Isto mostra o ganho de produção com a injeção de água a
um menor custo em relação ao vapor.
5.7.3. Influência da Permeabilidade Vertical no VPL máximo.
A Tabela 5.18 apresenta o resumo dos resultados obtidos para a permeabilidade vertical,
onde mostra todos os casos estudados. Percebe-se a pouca sensibilidade do VPL máximo e do
fator de recuperação em relação à permeabilidade vertical
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
179
Tese de Doutorado PPGCEP / UFRN
Conclusões e recomendações
Tabela 5. 18. Resumo dos resultados obtidos – variação da permeabilidade vertical.
caso
209
210
211
212
213
214
215
216
217
218
219
220
221
222
223
224
225
226
227
228
229
230
231
232
233
tvpl-máx
0,94
1,26
1,59
1,91
2,24
VPLmáx
(US$)
1.295.738
1.494.144
1.557.075
1.530.708
1.488.664
(anos)
14
13
12
12
12
Frtvpl-máx
(%)
59,53
69,09
75,00
78,31
79,78
Fr
(%)
60,77
70,54
76,69
79,77
81,49
0,96
1,29
1,61
1,94
2,27
0,95
1,28
1,60
1,93
2,25
0,94
1,27
1,59
1,92
2,25
0,92
1,23
1,56
1,88
2,21
1.445.502
1.576.885
1.591.071
1.535.605
1.500.897
1.425.482
1.622.418
1.572.674
1.528.483
1.482.311
1.202.831
1.606.581
1.548.051
1.509.306
1.455.978
984.398
1.594.929
1.515.358
1.471.752
1.426.305
14
12
11
12
13
14
12
11
12
13
16
12
12
13
14
16
12
12
13
14
62,56
71,02
75,56
78,62
80,58
63,57
72,79
76,10
79,03
80,81
64,09
72,92
76,82
80,19
81,84
62,03
72,53
76,31
79,75
81,89
63,70
72,92
77,16
80,09
81,85
64,80
74,46
78,31
80,65
82,19
64,09
74,69
78,58
81,39
82,64
62,03
74,44
78,20
81,09
82,71
Kv
(mD)
50
50
50
50
50
tvapor
(anos)
3
4
5
6
7
VPIvapor
100
100
100
100
100
200
200
200
200
200
400
400
400
400
400
500
500
500
500
500
3
4
5
6
7
3
4
5
6
7
3
4
5
6
7
3
4
5
6
7
A Figura 5.63 apresenta o comportamento das curvas do VPL máximo em função do VPI
de vapor para os modelos de reservatório considerando as cinco permeabilidades verticais
listadas na Tabela 5.18. Cada curva vem com uma linha de tendência sendo aproximada para um
polinômio do 4° grau.
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
180
Tese de Doutorado PPGCEP / UFRN
Conclusões e recomendações
Figura 5. 63. Gráfico VPL versus VPI de vapor – Permeabilidade vertical.
Como pode ser percebido na Figura 5.63, o VPL é pouco influenciado pela variação de
permeabilidade vertical. Os resultados foram muito próximos considerando o mesmo volume de
vapor injetado, independentemente da permeabilidade vertical analisada. A principal explicação
para isto é que devido o reservatório possuir 20 m, a segregação gravitacional não foi tão atuante.
Provavelmente, para um reservatório com maior espessura de zona de óleo, o parâmetro
permeabilidade vertical apresente maior influência.
Para se ter uma ideia da proximidade dos resultados, considerando um VPI de vapor em
torno de 1,3 tem-se os seguintes resultados: US$1.494.144,14 (50 mD); US$1.576.885,73 (100
mD); US$1.622.418,22 (200 mD); US$1.606.581,59 (400 mD) e US$1.594.929,66 (500 mD).
Isto mostra que para a injeção de um volume fixo de vapor no reservatório seguido por água, não
se tem uma linearidade de resultados, ou seja, para a injeção de 1,3 VP o VPL aumenta com o
aumento da permeabilidade vertical do reservatório até o modelo de Kv=200 mD, e depois
diminui para os modelos de reservatório que apresentam permeabilidade vertical de 400 e 500
mD.
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
181
Tese de Doutorado PPGCEP / UFRN
Conclusões e recomendações
As curvas de VPL em função de VPI também mostram que a permeabilidade vertical não
influenciou na chegada do banco de óleo ao poço produtor, sendo que as curvas começam a
ascender com volumes de vapor semelhantes em todos os casos.
A Figura 5.64 apresenta o comportamento das curvas do Fator de recuperação final em
função do VPI de vapor para as cinco permeabilidades verticais analisadas. Cada curva vem com
uma linha de tendência sendo aproximada por um polinômio de 3° grau.
Figura 5. 64. Gráfico Fator de recuperação versus VPI de vapor – permeabilidade vertical.
Analisando as curvas de fator de recuperação em função do VPI de vapor percebe-se que
para um determinado volume de vapor injetado o fator de recuperação, independente da
permeabilidade vertical, apresentam resultados semelhantes. Os Fatores de recuperação final para
os modelos de reservatórios contendo os cinco valores de permeabilidades verticais analisadas, se
aproximam cada vez mais à medida que maiores volumes de vapor são injetados no reservatório
como pode ser notado na Figura 5.64.
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
182
Tese de Doutorado PPGCEP / UFRN
Conclusões e recomendações
Para os casos em que o vapor é injetado durante três anos (em torno de 0,94 VPI), o
modelo de reservatório que possui permeabilidade vertical de 50 mD (caso 209) apresentou um
Fator de recuperação de 60,77%, enquanto o modelo de 500 mD (caso 229) 62,03%. Uma
diferença de 2% entre esses dois casos sendo que para os modelos contendo outros valores de
permeabilidade vertical, os valores de fator de recuperação ficam dentro deste intervalo.
Analisando os modelos em que o vapor é injetado durante sete anos (em torno de 2,20 VPI), o
modelo de reservatório que possui permeabilidade de 50 mD (caso 213) atingiu um fator de
recuperação de 81,49% enquanto o modelo de 500 mD (caso 233) 82,71%, diferença de 1,5%.
Logo, comparando diferentes tempos de parada da injeção de vapor, não há uma mudança
considerável no Fator de recuperação para os modelos estudados.
5.8.
Considerações finais
O estudo mostra que é possível reduzir a dependência do vapor através da combinação com
fluidos de menor valor comercial, onde para o reservatório estudado a água se apresentou como a
melhor opção, mantendo os níveis de produção de óleo. Isto faz com que aumente a rentabilidade
dos projetos de explotação de reservatórios de óleos pesados.
Os resultados apresentados confirmaram o grande potencial da água como fluido
alternativo ao vapor, especialmente em relação às características relacionadas aos reservatórios
de óleo pesado. Foi possível perceber que para o bom desempenho do método, é importante a
obtenção da cota ótima de vapor antes da injeção de água e que cada reservatório possui suas
particularidades, assim sendo, possui diferentes volumes ótimos. O sucesso ocorreu devido a
integração dos benefícios intrínsecos de cada um dos métodos, fomentando a recuperação do óleo
e possibilitando a aplicação economicamente viável da injeção de vapor.
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
183
Conclusões e Recomendações
Tese de Doutorado PPGCEP / UFRN
Conclusões e recomendações
6. Conclusões
Nesta seção são apresentadas as principais conclusões obtidas deste trabalho e algumas
recomendações para trabalhos futuros.
Nenhum dos gases utilizados como fluido alternativo ao vapor apresentou maior
produção acumulada líquida de óleo em relação à injeção contínua de vapor, para o
modelo de reservatório e condições estudadas;
Quando utilizado gases como fluido alternativo ao vapor, o resultado máximo
obtido para a produção acumulada líquida de óleo foi o mesmo, mostrando que o tipo de
gás não apresentou influência na resposta;
Para o caso de injeção de gás após o vapor, este fluido ao entrar em contato com o
óleo aquecido esfria a área aquecida pelo vapor, aumentando a viscosidade do óleo,
dificultando seu deslocamento no meio poroso;
Na coinjeção de vapor e gás ocorre uma maior expansão da câmara de vapor em
relação à injeção contínua de vapor, mas ao final do projeto, observa-se que as áreas
varridas nos dois casos são similares implicando em resultados de produção semelhantes,
não justificando o custo adicional do gás;
Na injeção alternada de vapor e gás, ao inserir o gás em temperatura ambiente no
reservatório, este desfaz a câmara de vapor tornando a forma de injeção ineficiente devido
ao deslocamento lento do banco de óleo aquecido;
A injeção de água após o 11° ano de vapor foi o modelo que apresentou uma
maior produção acumulada líquida de óleo, na injeção combinada destes fluidos, resultado
melhor que a injeção contínua de vapor aplicado ao modelo de reservatório estudado;
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
185
Tese de Doutorado PPGCEP / UFRN
Conclusões e recomendações
A injeção de água após o vapor apresenta o benefício do bom deslocamento do
óleo aquecido em curto prazo onde com o passar do tempo e a troca de calor, o óleo
esfria, aumentando a viscosidade, e começa a dificultar seu deslocamento no meio poroso;
Para o caso de injeção de vapor sem fluido alternativo, o melhor resultado obtido
foi cessar o vapor após 8 anos de injeção em termos de produção acumulada líquida de
óleo, resposta melhor que a injeção contínua de vapor para o modelo de reservatório
estudado;
A análise de sensibilidade mostrou que a vazão de vapor é o parâmetro que mais
apresenta influência no VPL, para qualquer um dos fluidos alternativos estudados junto ao
vapor;
A vazão de gás não apresentou influência significativa no Valor Presente Líquido;
Entre os intervalos canhoneados estudados, o canhoneio na base apresentou
melhores resultados em termos de VPL, devido a maior eficiência térmica em relação às
outras formas;
Considerando a injeção de um banco de água quente antes da injeção de água fria,
observou-se que o resultado mais atrativo foi injetar um VPI de 0,81 (5 anos),
aumentando o fator de recuperação em 2,83% em relação ao caso de injeção de água fria
após 5 anos de vapor;
A injeção de água após o vapor foi o modelo que apresentou maior VPL entre
todos os fluidos alternativos estudados;
Após a otimização da vazão de injeção de vapor, observou-se que há um volume
ótimo a ser injetado no sistema para cessá-la e iniciar a injeção de água sendo que, para o
modelo de reservatório estudado, foi em torno de 1,4 VPI.
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
186
Tese de Doutorado PPGCEP / UFRN
Conclusões e recomendações
O modelo otimizado da injeção de água após o vapor, em termos de VPL, foi 5
anos de injeção de vapor, 5 anos de injeção de água e 6 anos sem injeção de fluidos sendo
o resultado US$1.603.268,00;
O modelo otimizado considerando uma redução da vazão de vapor ao longo do
tempo, em termos de VPL, foi iniciar o projeto com vazão de 50 t/dia durante 5 anos e
depois reduzi-la para 12,5 t/dia até o final ( ¼ de five spot), obtendo US$1.603.946,52.
Analisando a variação da viscosidade do óleo no modelo base observou-se que
para um determinado VPI de vapor no sistema, quanto mais viscoso o óleo menor o VPL
e o fator de recuperação;
Para a variação da viscosidade do óleo e mantendo os outros parâmetros de
reservatório fixos, a vazão de vapor ótima variou em relação ao modelo base para os
casos onde os modelos de óleo utilizados foram mais pesados;
Considerando a variação da permeabilidade horizontal da rocha reservatório no
modelo base percebeu-se que para um determinado VPI de vapor no sistema, quanto
maior a permeabilidade, maior o VPL e o Fator de recuperação;
Com a variação da permeabilidade vertical da rocha reservatório no modelo base
constatou-se que este parâmetro não apresentou influência significativa no VPL e no
Fator de recuperação;
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
187
Tese de Doutorado PPGCEP / UFRN
6.1.
Conclusões e recomendações
Recomendações
Estudar a injeção de fluidos alternativos ao vapor em reservatórios inclinados
onde favoreçam a injeção do gás, por exemplo;
Analisar um modelo de reservatório onde se possa injetar um fluido miscível após
a injeção contínua de vapor, buscando mensurar os ganhos obtidos com a redução da
tensão interfacial;
Estudar a injeção de fluidos alternativos ao vapor em reservatórios que apresentem
heterogeneidades;
Ampliar o estudo da água como fluido alternativo ao vapor para diferentes
esquemas de injeção, buscando maximizar os benefícios da injeção de água;
Realizar uma análise econômica para os casos onde apresentam a água quente
como fluido injetado após o vapor;
Analisar o VPI ótimo de vapor considerando outros parâmetros de reservatório
diferentes dos estudados neste trabalho como porosidade, capa de gás, presença de
aquífero, entre outros;
Realizar uma otimização da vazão de vapor para diferentes espessuras da zona de
óleo e compará-las com o resultado obtido neste trabalho;
Estudar a injeção de flue gas como fluido alternativo ao vapor;
Realizar uma análise da injeção de gás carbônico antes da injeção de vapor.
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
188
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Tese de Doutorado PPGCEP / UFRN
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Marcos Allyson Felipe Rodrigues
193
Anexos
Tese de Doutorado PPGCEP / UFRN
Anexos
8. Anexos
8.1. Injeção de nitrogênio como fluido alternativo ao vapor
Na Tabela 8.1 são mostrados os resultados encontrados para a produção acumulada de
óleo, fator de recuperação e produção acumulada de água ao final do projeto de injeção de vapor
e nitrogênio, considerando as três formas de injeção e os diversos tempos estudados.
Tabela 8. 1. Resultados obtidos na injeção de vapor e nitrogênio – Produção de óleo e água
caso
1
234
235
236
237
238
239
240
241
242
243
244
245
246
247
248
249
250
251
252
253
254
255
256
257
Forma de injeção
contínua de vapor
após
após
após
após
após
coinjetada
coinjetada
coinjetada
coinjetada
coinjetada
após
coinjetada
após
coinjetada
após
alternada
coinjetada
coinjetada
alternada
após
coinjetada
alternada
alternada
alternada
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
Tempo VPIvapor Np (m³std)
16 anos
2,56
27.732
15 anos
2,41
27.585,66
14 anos
2,25
27.307,79
13 anos
2,08
26.904,14
12 anos
1,92
26.437,23
11 anos
1,76
25.787,01
14 anos
2,30
25.625,20
13 anos
2,14
25.589,29
15 anos
2,47
25.557,51
16 anos
2,63
25.388,74
12 anos
1,97
25.362,73
10 anos
1,59
25.026,21
11 anos
1,81
24.872,35
9 anos
1,43
24.039,00
10 anos
1,64
24.018,02
8 anos
1,27
24834,94
8 anos
1,27
24834,94
9 anos
1,48
23.073,46
8 anos
1,32
22.127,80
7 anos
1,27
20.301,12
7 anos
1,11
19.620,54
7 anos
1,15
18.651,45
5 anos
1,30
16.357,39
4 anos
1,21
16.048,70
6 anos
1,30
14.833,88
Fr (%)
75,04
74,65
73,90
72,80
71,54
69,78
69,34
69,25
69,16
68,70
68,63
67,72
67,31
65,05
64,99
62,70
62,70
62,44
59,88
54,94
53,09
50,47
44,26
43,43
40,14
Wp (m³std)
165.344
162.538,14
155.890,20
147.520,86
138.818,61
129.526,78
159.461,56
150.956,14
167.268,44
171.675,02
142.157,41
120.079,91
132.998,00
110.373,41
123.465,21
104.096,95
104.096,95
113.890,24
104.247,42
94.498,43
88.684,27
92.969,25
96.380,07
92.128,68
92.242,02
195
Tese de Doutorado PPGCEP / UFRN
258
259
260
261
262
263
264
265
266
267
268
269
270
271
272
273
274
alternada
alternada
alternada
alternada
alternada
após
coinjetada
após
após
coinjetada
após
após
após
coinjetada
coinjetada
coinjetada
coinjetada
3 anos
2 anos
3 meses
6 meses
1 ano
6 anos
6 anos
5 anos
4 anos
5 anos
3 anos
2 anos
1 ano
4 anos
3 anos
2 anos
1 ano
Anexos
1,30
1,27
1,30
1,29
1,28
0,98
0,99
0,81
0,65
0,82
0,49
0,33
0,16
0,66
0,49
0,33
0,16
14.218,96
13.303,68
12.224,67
11.170,46
10.792,45
9.094,34
6.660,42
6.581,64
4.802,42
4.015,02
3.979,70
3.569,96
3.269,75
3.234,70
2.940,45
2.768,89
2.734,89
38,48
36,00
33,08
30,23
29,20
24,61
18,02
17,81
13,00
10,86
10,77
9,66
8,85
8,75
7,96
7,49
7,40
93.834,49
91.624,71
90.438,96
87.015,16
86.394,03
65.704,16
71.304,61
58.170,41
53.187,45
61.508,27
46.653,28
39.739,34
32.221,77
54.845,18
47.649,21
39.948,28
31.625,95
A Figura 8.1 apresenta os dois melhores resultados em relação à produção acumulada
líquida de óleo para cada forma de injeção de vapor e nitrogênio. Os resultados são similares aos
obtidos com o metano já que os dois fluidos foram injetados com a mesma vazão e trata-se de
uma injeção de gás imiscível. Como pode ser observado, o melhor resultado (Npliq máximo) foi
obtido na injeção de metano após 14 anos de injeção de vapor (caso 235). Para as outras formas
de injeção temos que, de forma alternada, o melhor resultado foi obtido quando a alternância
entre vapor e N2 foi de 8 anos (caso 249) com resultado em torno de 10500 m³std. Já coinjetado,
o melhor resultado foi obtido quando os fluidos atuaram por 11 anos, resultando num resultado
próximo a 5000 m³std (caso 245).
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
196
Tese de Doutorado PPGCEP / UFRN
Anexos
Figura 8. 1. Produção acumulada líquida de óleo versus tempo – injeção de vapor e nitrogênio
A Figura 8.2 apresenta as curvas de Fator de recuperação versus volume poroso injetado
de vapor para os melhores resultados obtido na injeção nitrogênio como fluido alternativo ao
vapor. Analisando as curvas, observa-se que o melhor resultado em termos de Fator de
recuperação foi obtido quando o nitrogênio foi injetado após 14 anos de vapor, onde o fator de
recuperação final foi em torno de 75%. Este valor é semelhante ao melhor resultado obtido da
injeção de vapor e metano, além da injeção contínua de vapor.
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
197
Tese de Doutorado PPGCEP / UFRN
Anexos
Figura 8. 2. Fator de recuperação versus Volume Poroso Injetado – Injeção de vapor e nitrogênio.
Nota-se que os resultados obtidos com o nitrogênio são similares aos obtidos com o
metano em termos de Fator de recuperação.
É importante perceber que quando se injeta de forma alternada, imaginam-se os resultados
apresentando o mesmo volume poroso injetado, acontece que ao se atingir a pressão máxima do
poço injetor (condição de contorno), acarreta numa redução de vazão para não ultrapassar o valor
de 1044 psi.
8.2.
Injeção de gás carbônico como fluido alternativo ao vapor
A Tabela 8.2 mostra os resultados obtidos das simulações para o estudo da injeção de gás
carbônico como fluido alternativo ao vapor aplicado ao modelo de reservatório base. Nesta
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
198
Tese de Doutorado PPGCEP / UFRN
Anexos
Tabela 8.2 é exibido o volume poroso injetado de vapor, o volume de óleo produzido, a
recuperação de óleo ao final do projeto e a produção de água.
Tabela 8. 2. Resultados obtidos na injeção de vapor e gás carbônico – Produção de óleo e água.
caso
1
275
276
277
278
279
280
281
282
283
284
285
286
287
288
289
290
291
292
293
294
295
296
297
298
299
300
301
302
303
304
305
306
307
Forma de injeção Tempo VPIvapor Np (m³std)
contínua de vapor 16 anos
2,56
27.732
após
15 anos
2,41
27.635,38
após
14 anos
2,25
27.378,98
após
13 anos
2,08
27.019,04
após
12 anos
1,92
26.607,38
coinjetada
14 anos
2,30
26.384,30
coinjetada
15 anos
2,47
26.382,69
coinjetada
16 anos
2,63
26.320,48
coinjetada
13 anos
2,14
26.284,57
coinjetada
12 anos
1,97
26.047,06
após
11 anos
1,76
25.966,71
coinjetada
11 anos
1,81
25.643,63
após
10 anos
1,59
25.206,02
coinjetada
10 anos
1,64
24.990,05
após
9 anos
1,43
24.196,07
coinjetada
9 anos
1,48
24.060,10
alternada
8 anos
1,27
23.215,45
após
8 anos
1,27
23.215,45
coinjetada
8 anos
1,32
23.173,98
coinjetada
7 anos
1,15
21.676,07
alternada
3 anos
1,30
20.777,28
alternada
2 anos
1,30
19.248,16
alternada
4 anos
1,30
18.977,22
alternada
1 ano
1,30
18.801,62
coinjetada
6 anos
0,99
18.583,07
alternada
6 meses
1,29
18.228,09
alternada
3 meses
1,30
18.023,18
alternada
5 anos
1,30
16.192,71
alternada
6 anos
1,30
16.124,47
alternada
7 anos
1,27
12.844,50
após
6 anos
0,98
11.934,35
após
5 anos
0,81
11.505,62
coinjetada
5 anos
0,82
11.289,41
após
7 anos
1,11
11.012,54
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
Fr (%)
75,04
74,78
74,09
73,11
72,00
71,40
71,39
71,22
71,13
70,48
70,27
69,39
68,21
67,62
65,48
65,11
62,82
62,82
62,71
58,66
56,22
52,09
51,35
50,88
50,29
49,33
48,77
43,82
43,63
34,76
32,29
31,13
30,55
29,80
Wp (m³std)
165.344
162.290,48
155.476,98
147.260,81
138.624,55
159.475,72
167.269,19
171.648,92
150.895,86
141.874,64
129.528,41
132.624,39
120.080,76
123.106,00
110.399,89
113.339,18
101.008,61
101.008,61
103.454,95
93.118,97
98.273,34
96.638,66
98.455,92
95.179,83
81.801,23
93.348,44
92.704,20
95.379,52
93.812,63
84.361,73
72.151,84
59.145,28
68.104,00
74.667,66
199
Tese de Doutorado PPGCEP / UFRN
308
309
310
311
312
313
314
315
coinjetada
após
após
coinjetada
após
coinjetada
após
coinjetada
4 anos
3 anos
4 anos
3 anos
2 anos
2 anos
1 ano
1 ano
Anexos
0,66
0,49
0,65
0,49
0,33
0,33
0,16
0,16
8.650,38
8.165,24
7.922,24
7.488,06
7.165,92
6.514,36
6.408,52
5.485,13
23,41
22,10
21,44
20,26
19,39
17,63
17,34
14,84
55.704,80
45.881,14
52.955,86
47.590,16
38.291,25
40.194,36
30.420,45
31.505,81
A Figura 8.3 apresenta os dois melhores resultados em relação à produção acumulada
líquida de óleo para cada forma de injeção de vapor e gás carbônico. Os resultados são similares
aos obtidos nos outros dois casos. O melhor resultado, Npliq máximo, foi obtido na injeção de gás
carbônico após 14 anos de injeção de vapor (caso 276). Para as outras formas de injeção temos
que, de forma alternada, o melhor resultado foi obtido quando a alternância entre vapor e CO2 foi
de 8 anos (caso 290) com resultado em torno de 10500 m³std. Quando coinjetado, o melhor
resultado foi obtido quando os fluidos atuaram por 12 anos (caso 283), resultando num resultado
próximo a 4500 m³std.
Figura 8. 3. Produção acumulada líquida de óleo versus tempo – injeção de vapor e gás
carbônico.
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
200
Tese de Doutorado PPGCEP / UFRN
Anexos
A Figura 8.4 mostra as curvas de Fator de recuperação versus volume poroso injetado de
vapor para os melhores resultados obtido na injeção gás carbônico como fluido alternativo ao
vapor. Analisando as curvas, percebe-se que os melhores resultados em termo de Fator de
recuperação foram obtidos quando o gás carbônico foi injetado após o vapor durante 1 ou 2 anos
(casos 275 e 276) onde o Fator de recuperação ficou em torno de 75%, valores similares aos
resultados obtidos com os outros dois gases estudados.
Figura 8. 4. Fator de recuperação versus Volume Poroso Injetado – Injeção de vapor e gás
carbônico.
Assim como na injeção de vapor e nitrogênio, ao se injetar de forma alternada, foi
atingida a pressão máxima do poço injetor de 1044 psi, o que acarretou na injeção de volumes
diferentes nos casos de alternância em 4 e 8 anos.
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
201
Tese de Doutorado PPGCEP / UFRN
8.3.
Anexos
Influência da variação de espessura da zona de óleo no VPL máximo.
Diferentemente do caso da permeabilidade horizontal e vertical, para a espessura da zona
de óleo não se pode afirmar que a vazão de 50 t/dia de vapor seria a ótima. Isto porque ao alterar
a espessura do reservatório, altera-se a geometria do reservatório, com consequentes mudanças
nos volumes de fluidos contidos no reservatório. O comportamento do vapor no reservatório se
altera com a mudança de espessura. Para um reservatório de menor espessura que o modelo base
provavelmente a vazão ótima seria menor e para o caso de uma maior espessura, a vazão ótima
tenderia a aumentar. Mesmo assim resolveu-se analisar a espessura do reservatório com a vazão
de vapor ótima encontrada para o modelo base, visto que os resultados foram interessantes.
O resumo dos resultados obtidos para a análise da espessura da zona de óleo encontra-se
na Tabela 8.3, onde são mostrados todos os casos estudados.
Tabela 8. 3. Resumo dos resultados obtidos – variação da espessura da zona de óleo.
Ho
(m)
10
10
10
10
15
15
15
15
15
15
20
20
20
20
20
20
20
20
25
tvapor
(anos)
2
3
4
5
2
3
4
5
6
7
2
3
4
5
6
7
8
9
4
VPIvapor
1,30
1,95
2,61
3,26
0,87
1,30
1,74
2,17
2,61
3,04
0,65
0,96
1,29
1,61
1,94
2,27
2,59
2,92
1,03
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
VPLmáx
(US$)
-162.092
255.854
246.357
223.015
199.283
901.867
962.883
930.346
893.241
851.857
460.020
1.445.502
1.576.885
1.591.071
1.535.605
1.500.897
1.462.576
1.422.870
2.075.199
tvpl-máx
(anos)
11°
8°
8°
9°
15°
10°
10°
10°
11°
12°
16
14
12
11
12
13
14°
15°
15°
Frtvpl-máx
(%)
37,72
56,89
63,41
68,11
44,33
61,16
70,06
73,62
76,34
77,98
44,06
62,56
71,02
75,56
78,62
80,58
81,52
82,18
70,36
Fr
(%)
42,01
61,35
67,95
72,01
45,18
64,92
72,69
76,37
78,73
80,09
44,06
63,70
72,92
77,16
80,09
81,85
82,55
82,73
70,84
202
Tese de Doutorado PPGCEP / UFRN
25
25
25
25
25
25
25
25
30
30
30
30
30
30
30
30
30
30
5
6
7
8
9
10
11
12
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
1,29
1,55
1,81
2,07
2,33
2,59
2,85
3,11
1,07
1,29
1,50
1,72
1,94
2,16
2,37
2,59
2,81
3,02
Anexos
2.169.948
2.144.883
2.092.441
2.047.896
2.004.774
1.966.400
1.945.662
1.905.804
2.579.138
2.620.576
2.595.336
2.547.013
2.497.127
2.451.044
2.440.026
2.387.214
2.346.503
2.313.157
14°
13°
13°
14°
15°
16°
16°
16°
16°
15 °
14°
15°
16°
16°
16°
16°
16°
16°
76,41
79,19
80,90
82,19
82,84
83,18
82,53
81,57
74,25
78,51
80,86
82,88
83,75
83,51
82,73
81,79
80,58
79,21
77,23
80,27
81,98
83,06
83,39
83,18
82,53
81,57
74,25
78,94
81,63
83,21
83,75
83,51
82,73
81,79
80,58
79,21
A Figura 8.5 exibe o comportamento das curvas do fator de recuperação final em função
do VPI de vapor para as 5 espessuras de zona de óleo estudadas.
Figura 8. 5. Gráfico Fator de recuperação versus VPI de vapor – espessura da zona de óleo.
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
203
Tese de Doutorado PPGCEP / UFRN
Anexos
Observando a Figura 8.5 nota-se que até 2 VPI, quanto maior a espessura do reservatório,
menos volume de vapor é necessário para se obter uma determinada recuperação de óleo. Por
exemplo, para um VPI de 1,5 têm-se aproximadamente os seguintes resultados de recuperação de
óleo: 47% (10 m); 70% (15 m); 76% (20 m); 81% (25 m) e 82% (30 m). Estes resultados
confirmam a teoria que o vapor não apresenta bom desempenho em reservatórios delgados, isto
ocorre devido a menor eficiência térmica para estes casos em relação aos casos de maior
espessura, ou seja, maior quantidade de energia térmica é perdida para as camadas adjacentes
significando menor volume para o aquecimento da rocha reservatório.
Outro ponto a ser observado é que nos modelos de maior espessura (25 e 30 m), a partir
de certo ponto quanto maior o volume de vapor injetado o resultado, em termos de recuperação
de óleo, é inferior a casos onde se injetou menos vapor. Por exemplo, para o reservatório de 30
m, ao se injetar 1,94 VPI de vapor seguido por água, obteve-se uma recuperação de 83,75%,
enquanto ao se injetar 3,02 VPI, 79,21%. Isto mostra que a água passa a ser mais eficiente, a
partir do volume de 1,94 VPI, do que o prosseguimento com o vapor. Isto impacta também na
análise econômica devido o menor custo de injeção de água fria.
A Figura 8.6 mostra um comparativo entre mapas de perda de calor para os modelos de
reservatório de 10 e 30 m de espessura na zona de óleo (18 e 38 m de espessura total),
considerando uma injeção de 2,60 VPI de vapor para os dois modelos, seguido por água.
H=18 m – 1,30 VPI
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
H=38 m – 1,30 VPI
204
Tese de Doutorado PPGCEP / UFRN
H=18 m – 1,95 VPI
H=18 m – 2,60 VPI
Anexos
H=38 m – 1,95 VPI
H=38 m – 2,60 VPI
Figura 8. 6. Mapas de perda de calor em Btu– reservatórios com espessura de 18 e 38 m.
Fazendo uma análise comparativa entre os dois modelos no momento em que se teve um
VPI de vapor de 1,30, observa a maior perda de calor para o reservatório de menor espessura.
Com isso, tem-se menos energia sendo fornecida a rocha reservatório para este caso, diante do
qual se tem uma menor eficiência térmica. Como foi considerado o mesmo VPI de vapor, esse
valor, 1,30, foi obtido no segundo ano de injeção no reservatório de menor espessura e no sexto
ano de projeto para o reservatório de maior espessura. Vale ressaltar que parte da energia térmica
fornecida ao reservatório também é perdida para a zona de água.
Considerando 1,95 VPI de vapor, 3° ano de injeção para o reservatório de 18 m e 9° para
o de 38 m, nota-se que há uma maior área de perda de calor para o reservatório de maior
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
205
Tese de Doutorado PPGCEP / UFRN
Anexos
espessura, porém com menor intensidade. Um detalhe importante é que com o passar do tempo, a
rocha sobrejacente começa a aumentar de temperatura, devido à troca térmica, de forma que a
tendência é que se perca menos calor com o tempo visto esta rocha estar a uma maior temperatura
em relação à temperatura inicial.
Para o caso de 2,60 VPI, percebe-se que a perda de calor para os dois modelos de
reservatório são semelhantes. O que tem que ser levado em consideração é que na perda de calor
acumulada, perde-se mais no caso do reservatório de menor espessura.
Apesar de nessa análise ter sido considerada a mesma vazão de injeção para todos os
casos de espessura estudados, o que não corresponde à vazão otimizada para cada modelo, a
análise do VPL traz resultados interessantes. A Figura 8.7 mostra o comportamento das curvas do
VPL em função do VPI de vapor para as 5 espessuras da zona de óleo estudadas. Vale lembrar
que os volumes in place são distintos.
Figura 8. 7. Gráfico VPL versus VPI de vapor – espessura da zona de óleo.
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
206
Tese de Doutorado PPGCEP / UFRN
Anexos
Observado o comportamento das curvas e levando em consideração os VOIP’s diferentes,
algumas considerações podem ser feitas: para o modelo de reservatório que possui espessura de
zona de óleo de 10 m, obteve-se um VPL máximo de 255.854,93. Já no caso onde a espessura é
30 m, resultou em 2.620.576, 42. O detalhe é que o modelo de maior espessura tem um VOIP três
vezes maior, e o VPL obtido é dez vezes maior em relação ao caso de 10 m de zona de óleo, ou
seja, a rentabilidade não seguiu a proporção do volume.
À medida que outras espessuras são comparadas ao caso de 30 m, observa-se que não há
uma proporção direta, porém os resultados ficam mais próximos: comparando com o modelo de
15 m, o VOIP é o dobro e o VPL é 2,72 vezes maior; quando comparado ao de 20 m, o VOIP é
1,5 maior e o VPL é 1,65 maior; em relação ao de 25 m de espessura, tem um VOIP 1,2 maior e o
VPL 1,2 maior. O interessante é que para os modelos de 25 m e 30 m de espessura, o VPL
máximo foi obtido para um mesmo VPI de vapor injetado (1,29).
Em termos de VPI, observa-se que à medida que se aumentou a espessura da zona de
óleo, necessitou-se um valor cada vez menor para se obter o VPL máximo, com exceção dos
casos de maior espessura, 25 e 30 m, onde o máximo resultado foi obtido para o mesmo VPI
(1,95 VPI para o modelo de 10 m de zona de óleo, 1,74 no de 15 m, 1,61 no de 20 m e 1,2 nos
casos de 25 e 30 m).
Para os modelos de reservatório com espessura da zona de óleo de 25 e 30 m, a perda de
calor não apresenta mais influência no VPLmáx significando uma eficiência térmica similar para
os dois casos resultando, em relação ao VPI, respostas semelhantes para os modelos de
reservatórios estudados.
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
207