universidade federal do rio grande do norte centro de tecnologia ct curso de ... · 2019-01-31 ·...

Universidade Federal do Rio Grande do Norte

Centro de Tecnologia – CT

Curso de Engenharia de Petróleo

TRABALHO DE CONCLUSÃO DE CURSO

A Influência do Intervalo Canhoneado na Perda de Calor Para Camadas

Adjacentes em Reservatórios Submetidos a Injeção de Vapor

Vicente Florencio Da Silva Neto

Orientador: Prof. Dr. Marcos Allyson Felipe Rodrigues

Co-Orientador: Prof. Dr. Edney Rafael Viana Pinheiro Galvão

Natal / RN, Novembro de 2016

I Novembro de 2016

Vicente Florencio Da Silva Neto

A Influência do Intervalo Canhoneado na Perda de Calor Para Camadas

Adjacentes em Reservatórios Submetidos a Injeção de Vapor

Trabalho de Conclusão de Curso

apresentado ao Departamento de

Engenharia do Petróleo da

Universidade Federal do Rio Grande do

Norte como requisito parcial na

obtenção do título de Engenheiro de

Petróleo.

Aprovado em _____ de __________ de 2016

________________________________________________

Prof. Dr. Marcos Allyson Felipe Rodrigues.

Orientador - UFRN

________________________________________________

Prof. Dr. Edney Rafael Viana Pinheiro Galvão

Co-Orientador - UFRN

________________________________________________

Daniel Nobre Nunes da Silva

Membro Avaliador - UFRN

Natal / RN, Novembro de 2016

II Novembro de 2016

Dedicatória

Dedico esse trabalho aos meus pais,

José Eudes Brito Silva e Ana

Cristina Carneiro Dantas Silva e

para minha avó Terezinha Dantas

Fonseca (In memorian) por terem me

dado todo suporte para que meu

sonho de me tornar engenheiro de

petróleo pudesse ser realizado, além

de muito amor, carinho em confiança

sem eles nada disso poderia ter

acontecido.

III Novembro de 2016

Agradecimentos

Aos meus pais e irmãos, por ter me dado todo o apoio nas horas que precisei,

por toda paciência nas horas em que não aguentava mais estudar e nos

desesperos antes das provas importantes.

Aos meus amigos Raphael Calderon, Diego Fernandes, Iuri Andrade, Victor

Machado e Iago Lucas, por toda ajuda tanto na vida acadêmica quanto na vida

pessoal

Aos meus amigos e conterrâneos, Alisson Kelvyn, Bruno Nogueira,

Marcello Araujo, Efrain Oliveira, Filipe Oliveira, Gustavo Oliveira, Isaac

Romualdo, Jorddy Herley, Junior Ulisses, Neto Feitosa, Paulo Welber,

Plinio Oliveira e Wesley Macêdo, por cada momento de descontração, cada

conselho, cada ajuda, cada boa vinda e cada festa que fizeram com que o peso

da graduação fosse menor.

A minha namorada Sandy Andrade, por ter me feito sentir um ser humano

completo e capaz de sentir que todos os momentos difíceis são justificáveis

quando se tem um propósito em sua vida.

Ao meu orientador Prof. Dr. Marcos Allyson Felipe Rodrigues, por todo apoio

e orientação nesse processo, sempre me ajudando de maneira clara e tirando

minhas dúvidas sobre o trabalho.

A todos os meus amigos da Brent Engenharia, principalmente ao

presidente Matheus Neves, por todo crescimento pessoal e profissional e pela

amizade que sempre me engradeceu e me mostrou ser capaz de realizar coisas

que sempre pensei estar acima da minha capacidade.

A Barbara Câmara, que de longe foi a pessoa que mais me ajudou no curso de

engenharia do petróleo e me incluiu no seu ciclo de amigos e família como se

fosse uma pessoa que sempre foi especial para ela.

IV Novembro de 2016

SILVA NETO, V.F. – “A Influência do Intervalo Canhoneado na Perda de Calor

para Camadas Adjacentes em Reservatórios Submetidos a Injeção de Vapor”.

Trabalho de Conclusão de curso, Curso de Engenharia de Petróleo,

Universidade Federal do Rio Grande do Norte. Natal – RN, Brasil



Resumo

A injeção de vapor é comumente usada como método de recuperação especial

em reservatórios contendo óleo pesado, que apresentam alta densidade e

viscosidade. Nesse contexto, uma das maiores preocupações da indústria é o

custo relacionado à geração de vapor. Devido a esse custo, há uma preocupação

em otimizar a quantidade de vapor a ser injetado, sendo que deve ser levado em

consideração que parte desse calor é perdido para as camadas adjacentes. Esse

trabalho propõe um estudo da influência da espessura do reservatório e do

intervalo canhoneado na perda de calor de um reservatório de óleo pesado com

características da bacia potiguar no nordeste brasileiro utilizando uma malha de

¼ de five-spot invertido. Para a realização das simulações, foi utilizado o

simulador STARS da CMG Launcher Tecnologies 2013 para estudar respostas

tais como, fator de recuperação de óleo, perda de calor para todas as camadas

adjacentes e entalpia in place. Os resultados mostraram que quando o

reservatório é canhoneado na sua base, há uma antecipação na produção de

petróleo, devido a uma menor perda de calor para as rochas adjacentes.

Palavras-chave: Injeção de vapor, Perda de calor, óleo pesado.

V Novembro de 2016

SILVA NETO, V.F. – “A Influência do Intervalo Canhoneado na Perda de Calor

para Camadas Adjacentes em Reservatórios Submetidos a Injeção de Vapor”.

Trabalho de Conclusão de curso, Curso de Engenharia de Petróleo,

Universidade Federal do Rio Grande do Norte. Natal – RN, Brasil



Abstract

Steam injection is commonly used as a special recovery method in reservoirs

containing heavy oil, which have high density and viscosity. In this context, one

of the major concerns of the industry is the cost related to steam generation. Due

to this cost, there is a concern in optimizing the amount of steam to be injected,

and must be taken into account which part of the heat is lost to the adjacent

layers. This work proposes a study of the influence of reservoir thickness and the

production interval on the heat loss of a heavy oil reservoir with characteristics of

the Potiguar basin in the Brazilian Northeast using an ¼ of inverted five spot. For

the simulations, the STARS simulator from CMG Launcher Technologies 2013

was used to study responses such as oil recovery factor, heat loss for all adjacent

layers and enthalpy in place. The results showed that, when the reservoir is put

into production at its base, there is an anticipation of oil production, due to lower

heat losses to adjacent rocks.

Key Words: Steam Injection, Heat Loss, Heavy Oil.

VI Novembro de 2016

Sumário

1. Introdução .................................................................................................... 1

1.1 Objetivos .................................................................................................. 2

1.1.1 Objetivos Específicos ............................................................................ 2

2. Revisão bibliográfica .................................................................................... 4

2.1 Petróleo ........................................................................................................ 4

2.1.1 Classificação do Petróleo .......................................................................... 4

2.2 Calor ............................................................................................................. 5

2.2.1 Calor Sensível ........................................................................................... 6

2.2.2 Calor Latente ............................................................................................. 6

2.3 Formas de Transferência de Calor ............................................................... 7

2.3.1 Condução .................................................................................................. 7

2.3.2 Convecção ................................................................................................ 8

2.3.4 Radiação ................................................................................................... 8

2.4 Condutividade Térmica................................................................................. 8

2.4.1 Condutividade Térmica em Areias Oleíferas Inconsolidadas .................... 8

2.5 Entalpia in place ........................................................................................... 9

2.6 Esquemas De Injeção .................................................................................. 9

2.6.1 Injeção Periférica: ...................................................................................... 9

2.6.2 Injeção Na Base: ..................................................................................... 10

2.6.3 Injeção No Topo ...................................................................................... 11

2.6.4 Injeção Por Malhas: ................................................................................. 12

2.7 Razão de mobilidade .................................................................................. 13

2.7.1 Eficiência de varrido horizontal ................................................................ 15

2.8 Métodos de Recuperação Suplementar ..................................................... 16

VII Novembro de 2016

2.8.1 Métodos Térmicos ................................................................................... 17

2.8.1.1 Injeção Cíclica de Vapor ....................................................................... 18

2.8.1.2 Injeção contínua de vapor .................................................................... 19

2.9 Eficiência Térmica ...................................................................................... 20

2.10 Parâmetros que influenciam a injeção de vapor ....................................... 21

2.10.1 Profundidade Do Reservatório .............................................................. 21

2.10.2 Permeabilidade do Reservatório ........................................................... 22

2.10.3 Viscosidade do Óleo.............................................................................. 22

2.10.4 Qualidade do Vapor............................................................................... 23

2.10.5 Vazão de Injeção de Vapor ................................................................... 23

2.10.6 Intervalo Canhoneado ........................................................................... 24

2.11 Volume Poroso Injetado ........................................................................... 24

2.12 Simulação Numérica em Reservatórios ................................................... 24

3. Metodologia ............................................................................................... 27

3.1 Modelagem do Reservatório ...................................................................... 27

3.1.1 Refinamento do Reservatório .................................................................. 27

3.2 Dados rocha-fluido ..................................................................................... 28

3.2.1 Valores de permeabilidades relativas e saturação de fluidos utilizados .. 29

3.3 Elaboração do modelo de fluido ................................................................. 30

3.4 Dados operacionais para injeção de vapor ................................................ 32

3.5 Completação do poço................................................................................. 32

3.6 Metodologia do trabalho ............................................................................. 33

4. Resultados e discussões ........................................................................... 35

4.1 Comparação entre a recuperação primária e o método de recuperação

suplementar ...................................................................................................... 35

4.2 Comparativo entre as espessuras do reservatório ................................. 36

VII

I

Novembro de 2016

4.2.1 Análise para espessura de 10 metros ..................................................... 37

4.2.1.1 Fator de recuperação do óleo para 10 metros ..................................... 37

4.2.1.2 Perda de calor para as camadas adjacentes para espessura de 10 metros

......................................................................................................................... 38

4.2.1.3 Entalpia In Place para a camada de 10 metros .................................... 39




......................................................................................................................... 42





......................................................................................................................... 46


4.3 Análise do fator de recuperação de óleo versus volume poroso injetado .. 48

5. Conclusões e recomendações futuras ....................................................... 51

5.1 Conclusões ............................................................................................. 51

5.2 Recomendações futuras............................................................................. 52

Referências Bibliográficas ................................................................................ 54

IX Novembro de 2016

Índice de figuras

Figura 2.1 Gráfico TxQ da Água ......................................................................... 7

Figura 2.2 Esquema De Injeção Periférica. ...................................................... 10

Figura 2.3 Esquema De Injeção Na Base. ....................................................... 11

Figura 2.4 Esquema De Injeção No Topo. ....................................................... 11

Figura 2.5 Esquema De Injeção Por Linhas Direta .......................................... 12

Figura 2.6 Esquema De Injeção por Linhas Esconsas. .................................... 12

Figura 2.7 Esquema De Injeção Seve-Spot. .................................................... 12

Figura 2.8 Esquema De Injeção Five-Spot. ...................................................... 12

Figura 2.9 Esquema De Injeção Nine-Spot ...................................................... 13

Figura 2.10 Esquema De Injeção Seven-Spot invertido. .................................. 13

Figura 2. 11 Esquema De Injeção Nine-Spot Invertido. ................................... 13

Figura 2.12 Representação dos Fingers. ......................................................... 14

Figura 2.13 Representação de como age a eficiência de varrido horizontal. ... 15

Figura 2.14 Relação dos Métodos de Recuperação Suplementar. .................. 16

Figura 2.15 Representação das fases da injeção cíclica de vapor. .................. 19

Figura 2.16 Representação da injeção contínua de vapor. .............................. 19

Figura 2.17 Gráfico da viscosidade do óleo versus temperatura...................... 22

Figura 3.1 Representação do reservatório grid top (m)......................................28

Figura 3.2 Gráfico de Permeabilidade relativas ao óleo (krow) e à água (krw) no

sistema água-óleo versus saturação de água (sw). ......................................... 30

Figura 3.3 Gráfico da permeabilidade relativa ao gás (krg) e ao óleo (krog) no

sistema líquido-gás versus saturação de líquido (SL). ..................................... 30

Figura 3.4 Gráfico da viscosidade do óleo do reservatório em função da

temperatura. ..................................................................................................... 31

Figura 3.5 Representação do esquema de completação do poço Grid top (m).

......................................................................................................................... 33

Figura 4.1 Curvas de Fator de Recuperação de Óleo versus Tempo. 36

Figura 4.2 Curvas de Fator de Recuperação de Óleo versus Tempo para

espessura de 10 metros. .................................................................................. 38

Figura 4.3 Gráfico da Perda de Calor para Todas as Camadas versus Tempo

para espessura de 10 metros. .......................................................................... 39

X Novembro de 2016

Figura 4.4 Curvas de Entalpia In Place versus Tempo para espessura de 10

metros. ............................................................................................................. 40



Figura 4.6 Mapas de saturação de óleo para o reservatório com esquema de

completação 1-10, 1-5 e 6-10, para o primeiro, sexto e oitavo ano de injeção. 41

Figura 4.7 Curvas de Perda de Calor para Todas as Camadas versus Tempo


Figura 4.8 Mapas de temperatura (º F) para o reservatório com esquema de

completação 1-10, 1-5 e 6-10, para o sexto, nono e décimo segundo ano de

injeção. ............................................................................................................. 43


metros. ............................................................................................................. 44




completação 1-10, 1-5 e 6-10, para o primeiro, sexto e oitavo ano de injeção. 45




completação 1-10, 1-5 e 6-10, para o sexto, décimo e décimo segundo ano de

injeção. ............................................................................................................. 47


metros. ............................................................................................................. 48

Figura 4.15 Curvas de Fator de Recuperação versus Volume Poroso Injetado.

......................................................................................................................... 49

XI Novembro de 2016

Índice de Tabelas

Tabela 2.1 Classificação do Petróleo através do º API ...................................... 5

Tabela 3.1 Dimensões e Nº de blocos do reserva..............................................28

Tabela 3.2 Dados rocha-fluido do reservatório................................................. 29

Tabela 3.3 Componentes do fluido ................................................................... 31

Tabela 3.4 Dados operacionais da injeção de vapor ........................................ 32

__________________________________________

Capitulo 1

Introdução

__________________________________________

1

1. Introdução

Atualmente o petróleo é uma das fontes de energia mais usadas no

mundo, ele pode ser classificado de várias maneiras, uma delas é pelo seu grau

API, no qual ele pode ser classificado como leve, médio ou pesado. O petróleo

leve é o que tem maior valor de mercado, por ter as frações mais leves, ele

contém em sua composição hidrocarbonetos de pouca massa molar. Esses

compostos são os utilizados na produção de gás natural, gás de cozinha,

gasolina, entre outros, o que explica o fato dele ser o mais rentável.

Apesar de ser bastante valioso, o petróleo Brent não é o mais abundante

nas reservas mundiais, ele representa cerca de 30% das reservas, enquanto o

petróleo médio atinge a marca de 58% e o pesado 12% (ENI World Oil and Gas

Review 2010). Tendo isso em vista, a maioria dos esforços mundiais se voltaram

para a pesquisa de como aproveitar o óleo médio e pesado de melhor forma,

seja de como recuperá-lo com mais facilidade, seja na maneira de produzir, e

refinar.

A problemática dos óleos não leves, é que eles possuem alta densidade

e alta viscosidade o que dificulta muito o seu escoamento, então o fator de

recuperação é baixo em relação aos reservatórios de óleo leve e ele continuará

sendo baixo se não houver uma intervenção através de algum método de

recuperação suplementar que vai ajudar produção do poço. Os métodos de

recuperação são bastante complexos, cada método tem um melhor cenário onde

ele se encaixa de melhor maneira, para óleos com alta densidade e viscosidade,

a injeção de vapor apresentou uma maior performance em relação a injeção de

água e gás imiscível.

Para que os benefícios da injeção de vapor sejam maximizados, vários

parâmetros devem ser checados previamente, esse método é bastante

complexo, pois qualquer alteração pode influir positivamente ou negativamente

no procedimento. Parâmetros tais como, temperatura, pressão, profundidade do

reservatório, vazão e título do vapor, distribuição dos poços injetores,

2

permeabilidade e porosidade influenciam diretamente ou indiretamente. Para a

otimização desses parâmetros, é necessário vasto estudo utilizando ferramentas

de simulação para definir o cenário ideal para uma injeção de vapor.

Tendo em vista o exposto acima, muito tem sido investido na simulação

numérica de reservatórios, pois utilizando essa importante ferramenta o estudo

da otimização da injeção de vapor, permitindo análises rápidas e com alto grau

de confiabilidade. Tal simulação ajuda a prever o comportamento do óleo e de

outros fluidos no meio poroso em vários cenários, com a alteração dos vários

parâmetros citados acima, fica fácil diagnosticar quais ações devem ser tomadas

posteriormente, facilitando bastante a produção de óleo médio e pesados nos

campos de petróleo.

1.1 Objetivos

Esse trabalho tem como objetivo analisar o impacto do intervalo

canhoneado para diferentes espessuras do reservatório na eficiência final da

injeção de vapor através de simulações numéricas no simulador STARS;

Analisar como se comporta a distribuição do calor nas camadas adjacentes

e o que é perdido no processo de injeção; analisar o canhoneado, a partir de

diferentes espessuras, verificando a eficiência no varrido e o quanto de óleo

o vapor consegue recuperar em cada configuração de espessura.

1.1.1 Objetivos Específicos

Analisar a perda de calor em reservatórios com espessuras diferentes

Analisar a influência do canhoneado na perda de calor

3

__________________________________________

Capitulo 2

Revisão Bibliográfica

__________________________________________

4

2. Revisão bibliográfica

A revisão bibliográfica visa abordar todos os pontos necessários para

melhor entendimento desse trabalho, de forma rápida e dinâmica, serão

apresentados tópicos relacionados à engenharia de reservatórios,

termodinâmica, e métodos de recuperação suplementar em especial o método

térmico.

2.1 Petróleo

A nomenclatura petróleo vem do latim Petra (pedra) e oleum (óleo) e em

estado líquido é uma substância oleosa, inflamável, com densidade inferior à da

água, com odor característico e a cor pode variar entre o negro e castanho

escuro. O petróleo é uma matéria-prima que compreende uma mistura de

hidrocarbonetos e outras substâncias como o enxofre, nitrogênio oxigênio e

metais. O petróleo pode ser dividido em duas fases distintas: a fase líquida (óleo)

e a fase gasosa (gás) (Thomas 2004).

A teoria mais aceita sobre o surgimento do petróleo é que ele tem origem

a partir da matéria orgânica depositada junto com os sedimentos. A matéria

orgânica marinha é basicamente originada de microorganismos e algas que

formam o fitoplâncton e não pode sofrer processos de oxidação (Thomas 2004).

2.1.1 Classificação do Petróleo

Para uso adequado do petróleo, ficou convencionado que ele seria

classificado de acordo com suas características físico-químicas, com o passar

dos anos, várias maneiras de classificar o petróleo foram propostas. Uma das

principais classificações que é largamente utilizada é a que classifica o óleo com

base no seu grau API.

O grau API foi criado pelo American Petroleum Institute juntamente com

a National Bureau of Standards e é utilizado para medir a densidade relativa do

5

óleo e classificar de acordo. Segundo a ANP (2000) a densidade relativa ou

gravidade específica é a razão entre a densidade (massa de uma unidade de

volume) de uma substância e a densidade de um dado material de referência

medidos à temperatura de 20 ºC.

O grau API é medido nas condições Standard, tal condição é alcançada a

uma temperatura de 60 ºF e 14,7 psia ou 15,56 ºC e 1 atm Abaixo temos a

representação em fórmula do grau API.

º𝐴𝑃𝐼 = 141,5

𝑑𝑒𝑛𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑𝑒 𝑟𝑒𝑙𝑎𝑡𝑖𝑣𝑎− 131,5 (2.1)

Com base nessa fórmula, o resultado obtido servirá para classificar o óleo

como leve, médio, pesado e extrapesado, como pode ser representado na

Tabela 2.1.

Tabela 2.1 Classificação do Petróleo através do º API

Tipo De Óleo º API

Leve ≥ 31

Mediano 22,3 ≤ º API < 31

Pesado 10 ≤ º API < 22,3

Extra Pesado < 10

Fonte: EIA 2012

2.2 Calor

Calor é um fluxo de energia, ou energia em trânsito, que se manifesta

quando existem dois ou mais sistemas com temperaturas diferentes e que flui,

espontaneamente, dos corpos mais quentes para os mais frios, até que se atinja

o equilíbrio térmico ou que a interação entre eles seja desfeita (Halliday, 2009).

6

2.2.1 Calor Sensível

Calor sensível é a quantidade de calor necessária para que uma unidade

de massa de uma substância altere sua temperatura em 1 grau. Essa

denominação só é dada para o caso em que o calor recebido apenas altera a

temperatura do material, permanecendo este no mesmo estado de agregação

(Halliday, 2009).

2.2.2 Calor Latente

O calor latente é a quantidade de calor que, ao ser fornecida ou retirada

de um corpo, não altera sua temperatura, mas causa mudança em seu estado

de agregação. Ele informa a quantidade de calor por unidade de massa que é

necessário fornecer ou retirar de um objeto para mudar o seu estado de

agregação. Observamos esse fenômeno ao derreter o gelo, em que é possível

ver a água no estado sólido e líquido a mesma temperatura. O calor que está

sendo fornecido para a substância é revertido totalmente para a mudança de

fase, e não para o aumento da temperatura (Halliday, 2009). A Figura 2.1

representa um gráfico da temperatura versus calor da água que representa como

age o calor sensível e o latente.

7

Figura 2.1 Gráfico TxQ da Água

Fonte: Cunha, 2014

2.3 Formas de Transferência de Calor

O calor é uma forma de energia que é transferida de um corpo para outro

em virtude de uma diferença de temperatura entre eles. Essa transferência de

energia pode acontecer de três maneiras: por condução, convecção ou radiação.

2.3.1 Condução

Fenômeno de transferência térmica causado por uma diferença de

temperatura entre duas regiões em um mesmo meio ou entre dois meios em

contato no qual não se percebe movimento global da matéria na escala

macroscópica.

Durante a injeção de vapor, a condução térmica é responsável pelas

perdas de calor para as camadas sub e sobrejacente. Pode ser importante

também dentro do reservatório quando a velocidade do fluido é baixa.

8

2.3.2 Convecção

Para Fox et al. (1991), convecção representaria a transferência de calor

de um lugar para outro graças ao movimento de uma substância aquecida. A

quantidade de calor perdida por convecção depende da velocidade e da

temperatura do ar ou, eventualmente, da água em contato com a superfície de

um corpo.

2.3.4 Radiação

Transmissão de energia eletromagnética da superfície de um material no

estado de vibração molecular.

2.4 Condutividade Térmica

Expressa a capacidade de um material de transmitir uma unidade de

energia térmica (J ou Btu) em uma unidade de tempo (s ou h) por uma unidade

de área (m² ou ft²) quando uma unidade de diferencial de temperatura (ºC ou ºF)

é imposta através de uma unidade de espessura.

2.4.1 Condutividade Térmica em Areias Oleíferas Inconsolidadas

A condutividade térmica da rocha no meio poroso depende da mineralogia

dos grãos, da cimentação, da saturação de fluido, do tipo de fluido, da

temperatura, da pressão e da porosidade.

A condutividade térmica dos grãos de areia depende de sua composição.

Em particular, o quartzo tem maior condutividade térmica entre os componentes,

e como consequência, a condutividade média é fortemente determinada pelo

conteúdo de quartzo.

9

2.5 Entalpia in place

A entalpia in place é a entalpia que efetivamente aquece o banco de óleo,

ela é a entalpia injetada subtraída da produzida e da perdia para as camadas.

Como demonstra a Equação 2.2.

𝐻𝑖𝑛𝑃𝑙𝑎𝑐𝑒 = 𝐻𝑖𝑛𝑗 − 𝐻𝑝𝑟𝑜𝑑 − 𝐻𝑝𝑒𝑟𝑑 (2.2)

Em que:

HinPlace é a entalpia que efetivamente aquece o banco de óleo

Hinj é a entalpia injetada

Hprod é a entalpia produzida

Hperd é a entalpia perdida para as camadas

2.6 Esquemas De Injeção

Antes de perfurar os poços, se faz necessário a análise do reservatório

para que se possa encontrar possíveis aquíferos e capa de gás, ou também

detectar se o reservatório é inclinado ou plano, o que irá impactar diretamente

no esquema de injeção do reservatório. Tais esquemas podem ser classificados

como: Injeção periférica, Injeção na base, Injeção no topo e injeção por malhas.

2.6.1 Injeção Periférica:

Em reservatórios inclinados ou que apresentam declives em suas

extremidades, se faz necessário que a perfuração dos poços injetores seja feita

nas extremidades do mesmo, com os canhoneados na base da estrutura, para

que o deslocamento de óleo se dê de fora para dentro. A Figura 2.2 representa

melhor como se dá a disposição dos poços injetores e produtores.

10

Figura 2.2 Esquema De Injeção Periférica.

Fonte: Rosa et al., 2006

2.6.2 Injeção Na Base:

Poços que possuem aquíferos em sua base, fazem com que seja

necessário a perfuração de poços injetores na sua base, tendo os canhoneados

também nessa área, nesse caso, usa-se injeção de água, para que junto com o

aquífero, seja feita uma manutenção de pressão no reservatório tendo

consequentemente a melhora da produção do reservatório. A Figura 2.3

representa o esquema de injeção na base do reservatório.

11

Figura 2.3 Esquema De Injeção Na Base.


2.6.3 Injeção No Topo

Em reservatórios que apresentam capa de gás, se faz melhor uso dela

perfurando poços injetores no seu topo, afim de se aproveitar a manutenção de

pressão fornecida pelo gás, nesse caso injeta-se gás imiscível no poço. A Figura

2.4 representa o esquema de injeção no topo de um reservatório.

Figura 2.4 Esquema De Injeção No Topo.


12

2.6.4 Injeção Por Malhas:

Em reservatórios que não se podem identificar pontos preferenciais e que

sejam planos, para maximizar a produção, se faz um melhor uso do mesmo

distribuindo os poços de injeção e produção de maneira homogênea e simétrica

em todo reservatório. Os tipos de malhas podem ser: Linha direta, linha esconsa,

five-spot, seven-spot, seven-spot invertido, nine-spot, nine-spot invertido. As

Figuras 2.5 até 2.11 representam esses tipos de injeção.

Fonte: Rosa et al., 2006 Fonte: Rosa et al., 2006


Figura 2.5 Esquema De Injeção Por Linhas Direta Figura 2.6 Esquema De Injeção por Linhas Esconsas.

Figura 2.8 Esquema De Injeção Five-Spot. Figura 2.7 Esquema De Injeção Seve-Spot.

13



2.7 Razão de mobilidade

A razão de mobilidade de um fluido é a relação entre a mobilidade do

fluido injetado e a mobilidade do fluido deslocado (Rosa 2006), como indica a

equação 2.3.

𝑀 =𝑀𝑜𝑏𝑖𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑𝑒 𝑑𝑜 𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑𝑜 𝑖𝑛𝑗𝑒𝑡𝑎𝑑𝑜

𝑀𝑜𝑏𝑖𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑𝑒 𝑑𝑜 𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑𝑜 𝑑𝑒𝑠𝑙𝑜𝑐𝑎𝑑𝑜 (2.3)

Figura 2. 11 Esquema De Injeção Nine-Spot Invertido.

Figura 2.10 Esquema De Injeção Nine-Spot Figura 2.9 Esquema De Injeção Seven-Spot invertido.

14

A mobilidade de um fluido é a relação entre a permeabilidade efetiva à

esse fluido e a sua viscosidade, ou seja.

𝑀 =

𝑘𝑤

𝜇𝑤𝐾𝑜

𝜇𝑜

= 𝐾𝑤

𝜇𝑤 𝑥

𝜇𝑜

𝑘𝑜 (2.4)

Quando a razão de mobilidade apresenta um valor unitário, quer dizer que

tanto a mobilidade do fluido injetado (água) quanto a do fluido deslocado (óleo)

fluem pelo reservatório com a mesma facilidade. Caso M apresente valores

elevados, isso quer dizer que o fluido injetado está deslocando com maior

facilidade que o óleo e um dos principais motivos que isso acontece, é devido à

alta viscosidade do óleo em alguns casos. A elevada razão de mobilidade pode

causar o fenômeno chamado “fingers” que são caminhos preferenciais criados

pela água.

Métodos especiais como a injeção de polímeros e os métodos térmicos,

agem diretamente na razão de mobilidade. A injeção de polímeros aumenta a

viscosidade da água e os métodos térmicos diminuem a viscosidade do óleo. A

Figura 2.12 demonstra como ocorre o processo de fingers.

Figura 2.12 Representação dos Fingers.

Fonte: Curbelo, 2006

15

2.7.1 Eficiência de varrido horizontal

A eficiência de varrido horizontal é a fração da área de uma malha de

injeção que é varrida ou invadida, áreas não varridas relativamente grandes

permanecem após a injeção ter sido abandonada. A eficiência de varrido

horizontal é definida através da Equação 2.5:

𝐸𝑎 = 𝐴𝑖𝑛𝑣

𝐴𝑡 (2.5)

No qual Ainv é a área invadida pelo fluido deslocante e At é a área total.

A eficiência de deslocamento horizontal depende da geometria de injeção,

do volume de fluidos injetado e da razão de mobilidade como demonstra a Figura

2.13.

Figura 2.13 Representação de como age a eficiência de varrido horizontal.

Fonte: Adaptado de Rosa et al., 2006

16

2.8 Métodos de Recuperação Suplementar

Quando são descobertos, o reservatório quando surgente, produz o óleo

com a energia primária do reservatório, que pode advir de vários fatores, tais

como pressão de poros do reservatório ou algum mecanismo de produção

primária, como capa de gás ou gás em solução, entre outros. Ao passar do

tempo, o reservatório vai sendo depletado e vai perdendo sua capacidade de

produzir de maneira eficaz, para resolver isso se faz necessário um método de

recuperação suplementar, que pode ser de forma a repor a pressão perdida do

reservatório ou agindo diretamente no óleo em si, diminuindo sua viscosidade e

consequentemente o atrito viscoso.

Os métodos de recuperação suplementar, podem ser classificados como

demonstra a Figura 2.14:

Figura 2.14 Relação dos Métodos de Recuperação Suplementar.

Fonte: (Rodrigues, 2008)

17

Como já citado, tanto os métodos convencionais, como os especiais,

visam repor a energia do reservatório que foi perdida com os anos de produção.

Cada um dos métodos tem suas características e um cenário ideal no qual se

pode tirar maior proveito dele, por exemplo: a injeção de água não é muito eficaz

em óleos pesados, pois com a grande diferença de viscosidade e densidade,

acaba formando caminhos preferencias denominados fingers, no qual a água

após atingir o breakthrough (chegada da frente de avanço da água no poço

produtor), irá escoar sem maiores problemas e isso irá diminuir muito a eficiência

de varrido.

2.8.1 Métodos Térmicos

A ideia de se utilizar o calor para melhorar a produtividade dos poços é

quase tão antiga quanto a indústria do petróleo. O objetivo inicial era modesto:

pretendia-se apenas limpar e remover dos poços depósitos de parafinas e

asfaltenos. Só meio século depois ocorreu a primeira tentativa de aquecer

deliberadamente o reservatório. Há registros de experiências na Rússia, assim

como nos EUA, ambas em meados da década de 1930 (Carvalho 2010).

O processo de recuperação térmica depende do uso da energia térmica

com objetivo de aumentar a temperatura do reservatório, reduzindo a

viscosidade do óleo, e deslocando o óleo para um poço produtor (Green &

Willhite, 1998), assim diminuindo proporcionalmente a força de atrito viscoso,

que é um dos fatores que dificultam a vazão do óleo através do meio poroso,

segundo a lei de Darcy. Os métodos térmicos compreendem a injeção de vapor

cíclica ou contínua, injeção de água quente, aquecimento eletromagnético e

combustão in situ.

18

2.8.1.1 Injeção Cíclica de Vapor

O uso da injeção cíclica de vapor tem se provado uma técnica bastante

efetiva, pois é um método que faz com que o óleo seja produzido de maneira

mais rápida, adiantando a produção para fazer caixa mais cedo e além disso

pode ser usado em uma grande faixa de condições de reservatório.

A injeção cíclica de vapor foi descoberta acidentalmente no campo Mene

Grande na Venezuela em 1959 quando se produzia óleo por injeção contínua de

vapor. Durante a injeção ocorreu um irrompimento (“breakthrough”) de vapor e,

para reduzir a pressão de vapor no reservatório, o poço injetor foi posto em

produção, e então observou-se uma produção de óleo com vazões consideráveis

(Lacerda, 2000).

O método pode ser repetido várias vezes, cada ciclo de injeção consiste

em três etapas: fase de injeção, fase de fechamento (soaking) e por último a fase

de produção. A fase de injeção é quando o vapor é injetado de forma rápida e

com uma quantidade calculada previamente, essa fase dura geralmente dias ou

até semanas.

Já a fase de soaking é quando o poço é fechado para que o calor injetado

seja distribuído para todo o reservatório na forma de calor latente. Normalmente

o poço é fechado durante dois a dez dias. A última fase é a de produção, que é

o período que sucede a fase de soaking, em que o poço é colocado para produzir

durante meses ou até anos (Carvalho 2010). A Figura 2.15 representa as fases

da injeção cíclica de vapor.

19

Figura 2.15 Representação das fases da injeção cíclica de vapor.

Fonte: Sefton Resources inc. 2010

2.8.1.2 Injeção contínua de vapor

Na injeção contínua, o vapor é injetado no reservatório de forma

constante, após o vapor entrar em contato com o óleo ele transmite energia na

forma de calor, fazendo com que haja uma queda na viscosidade e densidade

facilitando o escoamento do óleo para o poço produtor. Tal ação é melhor

explicada na Figura 2.16.

Figura 2.16 Representação da injeção contínua de vapor.

20

Fonte: Dias Jr. e Romero / Latin American Journal of Energy Research 1 (2014)

46 – 53

Como a figura acima expressa, o vapor é gerado na superfície e após

passar pela linha de distribuição é injetado no poço através do poço injetor.

Nesse caso o esquema de injeção se deu por linha direta, no qual se injeta em

um poço e produz em outro, além desse esquema existem vários outros que irão

ser discutidos em tópicos mais à frente.

Uma das maiores vantagens da injeção de vapor é a redução na

viscosidade do óleo, entretanto esse método pode causar outros efeitos no

interior do reservatório, como a expansão e destilação do óleo. Na expansão

quando aquecido, o óleo pode adicionar uma energia para expulsar os fluidos do

reservatório que dependendo da composição pode ocorrer uma dilatação de 10

e até 20% durante a injeção. Já quando se tem óleo volátil, as frações mais leves

podem vaporizar e quando entram em contato com formações mais frias podem

condensar e formar um solvente ou banco miscível à frente da zona de vapor

(Rosa, 2006).

O mecanismo de gás em solução também pode contribuir para o aumento

da recuperação pelo aquecimento do reservatório devido à vaporização das

frações leves do óleo. Essas frações leves, no estado gasoso, se movem em

direção ao topo do reservatório, deslocando o óleo durante a subida (Rosa,

2006).

2.9 Eficiência Térmica

A eficiência térmica na secção de um sistema de distribuição de vapor é

definida pela relação entre a energia térmica que o vapor possui nesta e a

energia térmica que o vapor recebeu na fonte de geração de vapor (Lopes,

1986). Este parâmetro é normalmente analisado desde a saída do gerador de

vapor até a chegada no fundo do poço, sendo um fator importante na otimização

dos sistemas de injeção de vapor, com o intuito de garantir uma maior

21

quantidade de energia injetada no reservatório. (Souza Junior, 2013). A Equação

2.6 define o conceito da eficiência térmica na forma matemática.

𝐸𝑓𝑖𝑐𝑖ê𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑇é𝑟𝑚𝑖𝑐𝑎 = 𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖𝑎 𝑑𝑜 𝑅𝑒𝑠𝑒𝑟𝑣𝑎𝑡ó𝑟𝑖𝑜

𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖𝑎 𝐼𝑛𝑗𝑒𝑡𝑎𝑑𝑎 (2.6)

De acordo com (PRATS, 1969) a eficiência térmica, antes da chegada do

banco de vapor ao poço produtor é mais dependente do tempo de vida do

método térmico do que de outras condições operacionais. Desta forma, esta

pouca dependência das variáveis operacionais permite que a eficiência térmica

seja utilizada como uma das ferramentas mais eficazes para determinar as

condições segundo as quais uma porção significativa do calor injetado no

reservatório permanece dentro dele.

2.10 Parâmetros que influenciam a injeção de vapor

Esse método é bastante complexo devido aos vários parâmetros que

podem influenciar negativamente ou positivamente a injeção. Dito isso, abaixo

será discutido alguns desses parâmetros que são de vital importância para a

aplicação ou não desse método.

2.10.1 Profundidade Do Reservatório

Processos de injeção de vapor são limitados pela profundidade da

formação, isto devido à perda de calor nos poços injetores que pode ser

excessiva, chegando somente água aquecida no reservatório, resultando numa

baixa eficiência térmica para profundidades da ordem de 3000 ft (900 m), ou

superior. Logo, mais calor pode ser transportado por unidade de massa de vapor

injetado em reservatórios rasos, de baixa pressão do que em zonas mais

profundas à altas pressões (Rosa, 2006).

22

2.10.2 Permeabilidade do Reservatório

A permeabilidade do reservatório é outro critério que limita a eficácia do

processo de injeção de vapor. Em reservatórios de baixa permeabilidade, não é

possível injetar vapor em vazões suficientes para propagar uma zona de vapor

em distâncias apreciáveis dentro de reservatório. Permeabilidades acima de 500

mD auxiliam o fluxo de óleos viscosos (Rosa, 2006).

2.10.3 Viscosidade do Óleo

A viscosidade do óleo é um dos principais parâmetros que determinam a

viabilidade ou não da injeção de vapor, pois para óleos pouco viscosos o

aumento da temperatura não irá causar muito impacto na redução de

viscosidade, recomenda-se a utilização de métodos térmicos para óleos com

viscosidade média a muito alta. O Gráfico 2.17 representa de melhor forma a

influência da temperatura na viscosidade.

Figura 2.17 Gráfico da viscosidade do óleo versus temperatura.

23

Como observado no gráfico acima, o óleo a 60 º F apresenta em torno de

11000 cp, e com o aumento da temperatura ele tem uma queda exponencial

desse valor. Porém quando a temperatura atinge valores em torno de 316 º F a

queda da viscosidade começa a ficar menos acentuada, prova disso é que o óleo

passa de 10 cp para 5 cp com uma variação de 128 º F (444 – 316 ºF), sendo

que antes ele passou de 11000 cp para 100 cp com uma mesma variação de

temperatura (188 – 60 º F). Por esse motivo é de extrema importância que o óleo

contido no reservatório seja bastante viscoso.

2.10.4 Qualidade do Vapor

O título do vapor (ou qualidade do vapor), representa o quanto daquela

massa de água está sob a forma de vapor. Quanto maior essa qualidade melhor

para o processo, pois se tem a garantia que uma maior quantidade de calor

latente será transportada, para o interior do reservatório, aumentando a

eficiência do processo. Da mesma forma da vazão de vapor, há uma quantidade

ótima que irá retornar uma maior vazão de óleo para uma certa qualidade de

vapor (Queiroz 2006).

2.10.5 Vazão de Injeção de Vapor

A vazão de vapor (ou cota de vapor), é um parâmetro operacional

importante no desempenho da injeção de vapor, já que a mobilidade do óleo

aumenta com o aumento da quantidade de calor fornecida, quanto maior a

quantidade de vapor utilizada no processo maior a produção acumulada de óleo,

porém essa relação não é linear, por exemplo, ao injetar 4000 ton/dia de vapor

o retorno é de 500 bbl/dia e ao injetar 6000 ton/dia o retorno é 550 bbl/dia. Tendo

isso em vista, é importante estudar a vazão de vapor otimizada, aquela que com

uma menor vazão irá recuperar uma maior quantidade de óleo (Queiroz 2006).

24

2.10.6 Intervalo Canhoneado

O intervalo canhoneado tem um importante papel na injeção de vapor,

pois dependendo de onde o reservatório é canhoneado, ele irá sofrer mais ou

menos influência gravitacional, vale salientar também que reservatórios com

maior espessura estão mais propensos a sofrer com a segregação gravitacional.

Quando o reservatório é canhoneado na base o vapor tende a subir e aquecer

as camadas sobrejacentes atingindo melhor a zona de interesse. O que não

acontece quando se canhoneia no topo, pois com a influência da gravidade o

vapor sobe e não irá conseguir aquecer a zona de interesse.

2.11 Volume Poroso Injetado

É o quociente, a cada instante, entre o volume acumulado de fluido(s)

injetados (s), medido em condições da superfície, e o volume poroso da zona de

óleo (Galvão, 2012).

2.12 Simulação Numérica em Reservatórios

A simulação numérica é uma das principais ferramentas para estimar as

melhores maneiras de trabalhar com um reservatório ou um campo de petróleo,

já que em quase todos os casos a complexidade impede o uso de modelos

analíticos, o que faz que essa ferramenta seja de grande importância. A maioria

dos simuladores utilizam o método de diferenças finitas que se aplica na

obtenção de soluções aproximadas para as equações ou sistema de equações

diferenciais não lineares.

O simulador pode ser separado de acordo com o tipo de modelagem de

fluido que ele trabalha, podendo trabalhar com o modelo Black-oil ou modelo

composicional. No modelo Black-oil os fluidos são separados em três fases

(água, óleo e gás) e três componentes (água, óleo e gás), tal modelagem faz

com que o tempo de simulação seja mais reduzido, as principais funções que

são trabalhados no modelo Black-oil são a temperatura e pressão.

25

Já no modelo composicional os componentes são separados em frações,

por exemplo, o óleo não é apenas um único pseudocomponentes, ele é divido

nas suas várias frações de hidrocarbonetos como C1,C2,C3,C4 e etc (Rosa,

2006). Nesse modelo o tempo de simulação é mais elevado, devido ao aumento

das equações a serem resolvidas.

26

__________________________________________

Capitulo 3

Metodologia

27

3. Metodologia

A metodologia de trabalho constituiu no desenvolvimento de um modelo de

reservatório com base no trabalho de Gurgel (2015), com a utilização de

ferramentas computacionais como o simulador STARS (Steam Thermal

Reservoirs Simulation) da CMG (Computer Modelling Group), além de outros

módulos como o Builder, Results 3D e Results Graph. Esses recursos foram

utilizados para fazer várias simulações, para que seja analisada a perda de calor

na injeção de vapor contínua quando a espessura do reservatório é variada.

3.1 Modelagem do Reservatório

O reservatório utilizado é baseado no modelo de Gurgel (2015). Várias

simulações foram feitas para analisar a perda de calor para as camadas

adjacentes, utilizando uma malha five-spot através do STARS, o modelo

simulado segue as coordenadas cartesianas (direções i, j, k). Os dados das

próximas seções se referem ao modelo base.

3.1.1 Refinamento do Reservatório

Para otimizar o tempo de simulação tendo em vista que a malha é

simétrica, utilizou-se apenas ¼ da representação da malha five-spot, como

indica a Figura 3.1.

28

Figura 3.1 Representação do reservatório grid top (m).

Fonte: Adaptado de Gurgel, 2015

A área de cada quadrante da malha é de 10000m² com distância injetor-

produtor de 142 metros. Também foi utilizado 25 blocos em i, com

aproximadamente 4m cada, 25 blocos em j com aproximadamente 4m cada.

Para calcular a perda de calor devido à variação da espessura do reservatório,

a mesma foi variada utilizando 3x e 5x da espessura original, mantendo o mesmo

número de blocos. A Tabela 3.1 representa o número de blocos e a espessura

de acordo com cada variação.

Tabela 3.1 Dimensões e Nº de blocos do reservatório

Reservatório

(1/4 de five-spot)

Dimensões x,y e

z (m)

Nº de blocos (x,y e

z)

Número total de

blocos

I 100 x 100 x 10 25 x 25 x 10 6250

II 100 x 100 x 30 25 x 25 x 10 6250

III 100 x 100 x 50 25 x 25 x 10 6250

3.2 Dados rocha-fluido

Os dados do reservatório utilizados foram baseados no mesmo

reservatório que Gurgel utilizou em sua tese de doutorado em 2015. Seguindo

29

essa premissa, as propriedades rocha-fluido são características da bacia

potiguar, localizada no nordeste do Brasil. Tais propriedades estão listadas na

Tabela 3.2.

Tabela 3.2 Dados rocha-fluido do reservatório

Parâmetros do reservatório base Valor

Saturação de óleo na zona produtora (%) 64

Permeabilidade Horizontal (mD) 1000

Kv/Kh (%) 10

Porosidade Inicial (%) 24

Viscosidade do óleo (cp) @ 38°C 1000

Condutividade térmica da rocha (W/mK) 1,73

Espessura da zona de óleo (m) 10

Pressão de superfície (kPa) 101,325

Pressão do reservatório @ 200m (kPa) 1.978

Profundidade do reservatório (m) 200

3.2.1 Valores de permeabilidades relativas e saturação de fluidos

utilizados

Para representar os valores de permeabilidade relativa e saturação dos

fluidos, os Gráficos 3.2 e 3.3 demonstram o comportamento das permeabilidades

relativas dos fluidos em função das saturações de água (Sw) e do líquido (Sl).

30

Figura 3.2 Gráfico de Permeabilidade relativas ao óleo (krow) e à água (krw) no

sistema água-óleo versus saturação de água (sw).

Figura 3.3 Gráfico da permeabilidade relativa ao gás (krg) e ao óleo (krog) no

sistema líquido-gás versus saturação de líquido (SL).

3.3 Elaboração do modelo de fluido

A modelagem do fluido foi completamente feita por Gurgel em sua tese de

doutorado em 2015, utilizando o Módulo WinProp da CMG e foram utilizadas

características dos óleos da bacia potiguar. A Tabela 3.3 representa a

composição molar do modelo de fluido pseudocomposicional utilizado nesse

trabalho.

31

Tabela 3.3 Componentes do fluido

Componentes Porcentagem Molar (%)

CO2 0,44

N2 0,30

C1-C3 10,35

IC4-NC5 0,32

C6-C12 1,73

C13-C20 18,9

C21-C31 29,50

C32+ 38,46

Segundo (Gurgel 2015) o C32+ apresenta massa molecular de 711,312

g/mol e densidade relativa de 1,010, além disso, a mistura de

pseudocomponentes possui pressão de saturação de 2.650,75 kPa e 16,3 º API.

A Figura 3.4 representa a curva de viscosidade do óleo em função da

temperatura.

Figura 3.4 Gráfico da viscosidade do óleo do reservatório em função da

temperatura.

32

3.4 Dados operacionais para injeção de vapor

Os dados da Tabela 3.4 se referem aos dados utilizados na injeção de

vapor. O tempo de projeto total foi de 15 anos para todos os casos.

Tabela 3.4 Dados operacionais da injeção de vapor

Parâmetros operacionais Valor

Qualidade do vapor (%) 50

Vazão de injeção de vapor (t/dia) 20

Vazão máxima de produção de líquido (m³

std/dia)

100

Pressão mínima no poço produtor (kPa) 200,5

Pressão máxima de injeção (kPa) 7.198

Temperatura do vapor (K) 561

Obs: (Gurgel 2015) fez várias simulações variando as vazões para a

espessura de 10 metros, em seu trabalho utilizou as vazões de 20, 25 e 30

toneladas de vapor por dia para a sua análise. Nesse caso será utilizada a vazão

de 20 toneladas por dia mantendo o volume poroso injetado para as outras

espessuras.

3.5 Completação do poço

A Figura 3.5 representa a completação do poço para o modelo base. O

reservatório foi canhoneado integralmente, do topo até o fundo, tanto no poço

injetor, quanto no produtor. Em simulações futuras, foi alterado o esquema de

canhoneado para o poço injetor para constatar quais alterações na produção do

poço e na perda de calor essa ação irá causar.

33

Figura 3.5 Representação do esquema de completação do poço Grid top (m).

3.6 Metodologia do trabalho

Para a produção deste trabalho foram seguidos os passos que estão

representados no fluxograma da Figura 3.6.

Figura 3.6: Fluxograma da metodologia do trabalho.

34

__________________________________________

Capitulo 4

Resultados e Discussões

__________________________________________

35

4. Resultados e discussões

Neste capítulo do trabalho, serão apresentados os resultados de todas as

simulações feitas e discussões de como tais simulações podem ser de grande

ajuda no trabalho com a injeção de vapor.

Foram feitas várias simulações variando a espessura do reservatório e a

disposição dos canhoneados (topo e base).

4.1 Comparação entre a recuperação primária e o método de

recuperação suplementar

Para justificar o propósito do trabalho, uma importante análise é o impacto

que a injeção de vapor irá causar na recuperação final de óleo do reservatório,

pois como a energia inicial do reservatório não é suficiente para dar uma boa

recuperação, é necessário recorrer a esses métodos.

Para tal análise, foi feita uma legenda para simplificar a identificação das

curvas. Um exemplo de tal legenda, 10m_20Q_550T_0,5y_1-10, indica

espessura de 10 metros, vazão de 20 ton/dia de vapor, temperatura de 550 ºF,

0,50 de título de vapor (ou 50%) e 1-10 representa o intervalo canhoneado do

poço injetor.

O Gráfico 4.1 representa a recuperação do óleo em relação ao tempo de injeção

(15 anos).

36

Figura 4.1 Curvas de Fator de Recuperação de Óleo versus Tempo.

Como podemos perceber ao analisarmos o gráfico acima a energia inicial

da recuperação primária do reservatório, teve um fator de recuperação que gira

em torno de 16%, ou seja, a necessidade de um método de recuperação

suplementar é realidade. Vale salientar que para a vazão de 20 toneladas de

vapor por dia e espessura de 10 metros, a disposição dos canhoneados não

exerce muita influência na recuperação final, devido ao fato da vazão ser

relativamente baixa, o tempo de breakthrough é prolongado, acarretando em

uma maior eficiência de varrido, porém com uma grande demora na produção

de óleo, o que as vezes não é interessante para a indústria.

4.2 Comparativo entre as espessuras do reservatório

Para melhor analisar as influências da espessura do reservatório na perda

de calor, foram feitas diversas simulações utilizando as espessuras de 10, 30 e

50 metros (mantendo o volume poroso injetado) e variando a posição dos

canhoneados, a fim de encontrar o melhor modelo.

OBS: Não serão inseridos mapas de temperatura e saturação de óleo para

espessura de 20 metros pois ela tem pouca influência entre os três casos.

37

4.2.1 Análise para espessura de 10 metros

4.2.1.1 Fator de recuperação do óleo para 10 metros

O fator de recuperação, é um dos principais parâmetros que deve ser

analisado, pois ele demonstra qual a porcentagem de óleo que está no

reservatório será retirada, analisando esse fator, junto com o preço do barril e os

gastos necessários, é que podemos determinar se tal ação é rentável ou não

financeiramente. Os gráficos abaixo representam o FR em relação ao tempo de

injeção, de acordo com as espessuras de 10, 30 e 50 metros e a distribuição do

canhoneado, no topo (cinco primeiros blocos) ou na base (cinco blocos finais).

O Gráfico 4.2 representa o fator de recuperação de óleo em relação ao

tempo. Como é possível perceber, quando temos uma vazão baixa, o tempo de

breakthrough é mais demorado, o que acarreta uma maior eficiência de varrido,

pois não há criação de fingers, que prejudicam muito a produção. Porém não é

sempre que é interessante esperar vários anos para ter retorno financeiro, isso

vai depender da análise econômica do projeto.

Para esse caso, as três curvas se comportam de maneira parecida,

independente da completação, porém quando canhoneamos todo o intervalo,

temos um ganho inicial um pouco maior em relação aos outros quando o poço

começa a produzir e elas se igualam no fim da injeção.

38


espessura de 10 metros.

4.2.1.2 Perda de calor para as camadas adjacentes para

espessura de 10 metros

As figuras dessa seção representam a energia perdida para todas as

camadas em relação ao tempo de injeção, de acordo com a espessura do

reservatório e a distribuição do canhoneado, no topo (cinco primeiros blocos) ou

na base (cinco blocos finais).

A Figura 4.3 representa o gráfico de perda de calor para todas as camadas

em relação ao tempo. Ao analisar a figura, podemos perceber que para a

espessura de dez metros, a disposição das completações quase não teve

influência na alteração da perda de calor para as camadas, isso se dá

principalmente ao fato da vazão de injeção e a espessura serem relativamente

baixas, então o vapor consegue se distribuir de forma melhor, sem a criação de

caminhos preferenciais.

39

Figura 4.3 Gráfico da Perda de Calor para Todas as Camadas versus Tempo

para espessura de 10 metros.

4.2.1.3 Entalpia In Place para a camada de 10 metros

A Figura 4.4 representa o gráfico de entalpia in place versus tempo.

Apesar do gráfico de energia perdida versus tempo ser muito parecido, ao

analisarmos o gráfico podemos perceber que as configurações de canhoneado

1-5 e 6-10 têm uma leve vantagem nesse parâmetro em relação à configuração

1-10.

Vale salientar também que o esquema 1-10 perdeu menos calor em 2010-

2011, porém tem uma entalpia in place menor. Esse fenômeno ocorre devido ao

fato de que nessa configuração o óleo foi produzido com certa antecipação, logo

havia menos óleo aquecido no reservatório.

40


metros.



O Gráfico 4.5 representa o fator de recuperação de óleo em relação ao

tempo. Como é possível analisar no gráfico, quando o poço é canhoneado no

intervalo inferior, temos uma antecipação na produção nos anos iniciais. Nesse

caso ele atinge um valor de pico mais cedo e começa a ficar constante por volta

de dez anos após o começo da injeção.

Então é recomendável que para essa configuração, a injeção seja

interrompida no fim do nono ano de injeção, pois o fator de recuperação irá

sempre girar em torno de 80% e continuar com a injeção não trará nenhuma

melhora. Porém só será possível ter uma conclusão mais efetiva, quando for feita

uma análise de viabilidade econômica.

41



A Figura 4.6 representa mapas de saturação de óleo em duas dimensões

para o reservatório com espessura de 30 metros. Nela é possível perceber que

no ano inicial de injeção as três configurações varrem o reservatório de maneira

parecida, porém com o passar dos anos a configuração 6-10 tem uma maior

eficiência de varrido horizontal, o que justifica a antecipação no valor de Fr.


completação 1-10, 1-5 e 6-10, para o primeiro, sexto e oitavo ano de injeção.

42



O Gráfico 4.7 representa a perda de calor para todas as camadas em

relação ao tempo. Para a espessura de 30 metros, quando o reservatório é

canhoneado apenas no topo ele atinge o breakthrough mais cedo e se dá seu

pico de perda de calor, mas no fim da injeção todos as três completações ficam

parecidas em termos de perda de calor, com a disposição 1-5 tendo uma perda

maior.



A Figura 4.8 representa mapas de temperatura (º F) em três dimensões

para o reservatório com espessura de 30 metros, nela é possível entender

melhor o gráfico, pois ela faz um paralelo entre a perda de calor do vapor e o

ganho de temperatura no reservatório.

43


completação 1-10, 1-5 e 6-10, para o sexto, nono e décimo segundo ano de

injeção.


A Figura 4.9 representa o gráfico de entalpia in place versus tempo. Para

a espessura de 30 metros é possível perceber que na configuração de

canhoneado 6-10 há um pico no valor desse parâmetro, ou seja, o banco de óleo

é aquecido com mais eficiência, o que justifica o crescimento antecipado da

curva de fator de recuperação de óleo na figura 4.5.

44


metros.

Ainda sobre a figura acima é possível perceber que após esse pico, a

curva 6-10 começa a decair até que no décimo ano de injeção ela atinge valores

menores que as outras duas, isso ocorre, pois, essa configuração de

canhoneado já atingiu o valor máximo de Fr no décimo ano e após isso ela

continua constante já que boa parte do óleo já foi movido do reservatório.



O Gráfico 4.10 representa o fator de recuperação de óleo para a

espessura de 50 metros, nele ocorre um caso parecido ao da espessura de 30

metros, em que quando o reservatório é canhoneado no intervalo inferior do

reservatório o FR atinge seu maior valor muito antes dos outros casos, apesar

do seu breakthrough ser mais tardio.

45



Esse caso é um indicativo que a injeção de vapor poderia ser interrompida

entre oito e dez anos após o seu início, pois ela se mantém constante até o fim

da simulação, entretanto esse indicativo só poderá ser comprovado após uma

análise econômica do projeto. Os outros dois casos irão apenas atingir esse valor

no final da injeção.


completação 1-10, 1-5 e 6-10, para o primeiro, sexto e oitavo ano de injeção.

46

A imagem acima apenas confirma o que o gráfico explica, a eficiência de

varrido do esquema de canhoneado 6-10 é muito melhor que os outros casos,

por isso ele atinge valores em torno de 80% de FR cerca de 7 anos antes das

outras configurações.



Para a espessura de 50 metros, quando canhoneamos apenas a base do

reservatório, há uma grande discrepância em relação as outras, no sexto ano de

injeção, a diferença entre perda de calor chega até a mais de 1 bilhão de Btu em

relação à quando o reservatório é canhoneado completamente e até quase 2

bilhões de Btu quando o reservatório é canhoneado no topo. A configuração 1-5

tem a menor perda de calor para este caso, em quase todo o tempo de injeção.

Esse fenômeno pode ser melhor representado na Figura 4.12.



47

Tal discrepância pode ser percebida quando os mapas de temperatura

são feitos. É possível perceber que no sétimo ano de injeção o esquema de

injeção 6-10 perde mais energia aquecendo mais o reservatório, porém ele vai

deixando de perder mais energia com o passar do tempo até chegar no décimo

segundo ano onde ele praticamente se iguala com a configuração de

canhoneado 1-10. Esse fenômeno é representado na Figura 4.13 que demonstra

temperaturas maiores no sétimo ano para o esquema 6-10 e com o passar dos

anos os mapas vão ficando parecidos, até chegar no décimo terceiro ano, em

que eles se assemelham bastante.


completação 1-10, 1-5 e 6-10, para o sexto, décimo e décimo segundo ano de

injeção.


Já na espessura de 50 metros, ocorre um caso parecido ao anterior, há

um pico nos valores de entalpia in place que quando comparamos com os

valores do gráfico de Fr para 50 metros da Figura 4.14, é possível concluir que

o óleo foi aquecido e está sendo movido para superfície com maior eficiência.

48


metros.

4.3 Análise do fator de recuperação de óleo versus volume

poroso injetado

Para que possa ser feita uma análise final relacionando as três

espessuras, é necessário que seja analisado o volume poroso injetado que foi

necessário para que cada curva atinja o seu maior fator de recuperação possível.

Vale salientar que para essa análise foi utilizado o esquema 6-10 das três

espessuras, pois eles foram os melhores casos na espessura de 30 e 50 metros.

Analisando o gráfico abaixo é possível analisar o volume poroso injetado

que foi necessário para atingir certo valor de Fr. A espessura de 10 metros

conseguiu atingir 80% de Fr quando injetou-se cerca de 3,5 vezes o volume

poroso, para 30 metros, esse valor foi atingido quando foi injetado em média 2,5

vezes o volume poroso e para 50 metros, isso aconteceu injetando apenas 2

vezes o volume poroso.

49

Figura 4.15 Curvas de Fator de Recuperação versus Volume Poroso Injetado.

Ainda sobre a figura acima, é possível perceber que tal fenômeno ocorre

pois como o reservatório é muito delgado a perda de calor é mais acentuada, por

esse motivo que geralmente evita-se usar o método de injeção de vapor para

reservatórios delgados.

50

__________________________________________

Capitulo 5

Conclusões e Recomendações

51

5. Conclusões e recomendações futuras

Nesse capítulo serão abordadas as conclusões e recomendações do

trabalho.

5.1 Conclusões

Após todo o exposto e tudo que foi estudado e simulado, as principais

conclusões obtidas foram:

Há uma grande influência da espessura do reservatório e da disposição

dos canhoneados na injeção de vapor, tanto na energia que é perdida,

quanto no fator de recuperação de óleo, é possível observar casos em

que o fator de recuperação atinge valores de 80%, quando é canhoneado

apenas o fundo do reservatório, sete anos antes que quando o

reservatório é canhoneado integralmente.

Há casos em que quando é canhoneado apenas o topo do reservatório, a

energia perdida para as camadas 1,6 vezes menor que quando é

canhoneado o fundo do reservatório, isso pode justificar o fato do fator de

recuperação de óleo seja o mais baixo em relação as três configurações

de canhoneados citados nesse trabalho.

Reservatórios com maior espessura são mais sensíveis às alterações no

intervalo de completação, pois o efeito da segregação gravitacional tem

mais influência nesses casos. Isso pode ser percebido quando é

analisado o gráfico de Fr nas espessuras de 10 e 30 metros que a curva

6-10 atingiu o valor de 80% em 2013 para 10 metros e em 2009 para 30

metros.

52

5.2 Recomendações futuras

Variar o título, a vazão e a temperatura do vapor para cada espessura.

Plotar gráficos envolvendo vários tipos de entalpia e relacionando-as com

parâmetros como, fator de recuperação e vazão de óleo, para uma análise

mais aprofundada.

Verificar a influência de outros tipos de malha para a perda de calor.

Fazer um gerenciamento mais efetivo do calor no reservatório, incluindo

variação do calor injetado (temperatura, vazão, título e tempo de injeção),

abertura/fechamento de poços injetores/produtores, recompletações de

poços etc.

53

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Referências Bibliográficas

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54

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