ads:
0 .........................................................................................
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
DISSERTAÇÃO DE MESTRADO
ESTUDO PARAMÉTRICO DA SEGREGAÇÃO
GRAVITACIONAL NA INJEÇÃO CONTÍNUA DE VAPOR
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
Orientador: Prof. Dr. Wilson da Mata
Co-orientador: Prof. Phd. Tarcilio Viana Dutra Junior
Natal/RN, Agosto de 2008
ads:
Livros Grátis
http://www.livrosgratis.com.br
Milhares de livros grátis para download.
ESTUDO PARAMÉTRICO DA SEGREGAÇÃO
GRAVITACIONAL NA INJEÇÃO CONTÍNUA DE VAPOR
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
Natal/RN, Agosto de 2008
ads:
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN
Marcos Allyson Felipe Rodrigues iii
Marcos Allyson Felipe Rodrigues
Estudo Paramétrico da Segregação Gravitacional na Injeção Contínua de Vapor
Este trabalho corresponde à dissertação de
mestrado apresentado ao Programa de Pós-
Graduação em Ciência e Engenharia de Petróleo
da Universidade Federal do Rio grande do Norte,
requisito parcial para a obtenção do título de
Mestre em Ciência e Engenharia de Petróleo.
Aprovado em_____de__________ de 2008.
____________________________________
Prof. Ph.D. Tarcilio Viana Dutra Jr.
Orientador – UFRN
____________________________________
Prof. Dr. Wilson da Mata
Orientador - UFRN
____________________________________
Prof. Dr. Adolfo Puime Pires
Membro Externo - UENF
____________________________________
Pesquisadora Drª Jennys Lourdes Meneses Barillas
Membro Externo - UFRN
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN
Marcos Allyson Felipe Rodrigues iv
RODRIGUES, Marcos Allyson Felipe – Estudo paramétrico da segregação gravitacional na
injeção contínua de vapor. Dissertação de Mestrado, 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
Co-orientador: Prof. Ph.D Tarcilio Viana Dutra Junior
RESUMO
A injeção de vapor é o método de recuperação suplementar mais utilizado para a
recuperação de óleos pesados. Neste tipo de processo é comum acontecer a segregação
gravitacional e este fenômeno pode afetar a produção de óleo e, por isso, deve ser considerado
nos projetos de injeção contínua de vapor. Por muitos anos, a segregação gravitacional não era
adequadamente considerada em procedimentos de cálculo em Engenharia de Reservatórios. O
efeito da gravidade faz com que ocorra a segregação de fluidos, isto é, os fluidos tendem a se
arranjar dentro do meio poroso de acordo com as suas densidades. Os resultados advindos de
simulação de reservatórios forneceram a capacidade para lidar com a gravidade, e tornou-se
aparente que os efeitos da gravidade poderiam afetar significativamente o desempenho do
reservatório. Sabe-se que a segregação gravitacional pode ocorrer em quase todos os casos onde
há injeção de fluidos leves, especialmente o vapor, e ocorre com maior intensidade para
reservatórios de óleos viscosos. Neste trabalho é abordada a influência de alguns parâmetros da
rocha-reservatório na segregação como viscosidade, permeabilidade, espessura, capa de gás e
porosidade. A partir de um modelo que apresenta o fenômeno com maior intensidade,
otimizaram-se alguns parâmetros operacionais como vazão de injeção de vapor, distância entre
os poços injetor-produtor e intervalo de completação que contribuíram para a redução do efeito,
aumento assim o fator de recuperação. Foi mostrada uma maior viabilidade técnica-econômica
para o modelo de distância entre os poços de 100 m. A análise foi realizada utilizando o
simulador comercial da CMG (Computer Modelling Group) - Stars 2007.11, onde foi observada
a interação entre as variáveis estudadas em reservatórios com características semelhantes aos
encontrados no Nordeste brasileiro.
Palavras-chave: Segregação gravitacional, injeção de vapor, simulação, IOR, modelagem de
reservatórios.
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN
Marcos Allyson Felipe Rodrigues v
ABSTRACT
Steam injection is the most used method of additional recovery for the extraction of heavy
oil. In this type procedure is common to happen gravitational segregation and this phenomenon
can affect the production of oil and therefore, it shoulds be considered in the projects of
continuous steam injection. For many years, the gravitational segregation was not adequately
considered in the calculation procedures in Reservoir Engineering. The effect of the gravity
causes the segregation of fluids inside the porous media according to their densities. The results
of simulation arising from reservoirs could provide the ability to deal with the gravity, and it
became apparent that the effects of the gravity could significantly affect the performance of the
reservoir. It know that the gravitational segregation can happen in almost every case where there
is injection of light fluid, specially the steam, and occurs with greater intensity for viscous oil
reservoirs. This work discusses the influence of some parameters of the rock-reservoir in
segregation as viscosity, permeability, thickness, cover gas, porosity. From a model that shows
the phenomenon with greater intensity, optimized some operational parameters as the rate flow
rate steam, distance between the wells injector-producer, and interval of completion which
contributed to the reduction in gravity override, thus increasing the oil recovery. It was shown a
greater technical-economic viability for the model of distance between the wells 100 m. The
analysis was performed using the simulator of CMG (Computer Modeling Group) - Stars
2007.11, in which was observed by iterating between studied variables in heavy oil reservoirs
with similar characteristics to Brazilian Northeast.
Keywords: Gravitational segregation, steam injection, simulation, IOR, modeling of reservoirs.
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN
Marcos Allyson Felipe Rodrigues vi
Dedicatória
Dedico não só esta dissertação mas
todas as minhas conquistas a minha
mãe Jô e meu irmão Anderson, pois só
nós sabemos o que passamos para
chegar até aqui. Obrigado por
existirem em minha vida.
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN
Marcos Allyson Felipe Rodrigues vii
Agradecimentos
Em primeiro lugar a Deus, por ter me dado a graça de alcançar mais uma vitória em
minha vida.
A 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.
A Keila Regina por fazer parte dessa nova etapa de minha vida. Uma pessoa maravilhosa
que me ajudou muito na conclusão desse trabalho.
Aos amigos Adriano, Alverne, Clóvis, Dayana, Henrique, Janaína, Jennys, Kátia, Michel,
Paulo, Rayanna, Robson, Tommy e os funcionários Viviane e Severino.
A Edney Rafael, por ser meu braço direito em todas as batalhas desde o dia 31 de julho de
2006, um verdadeiro irmão.
A Elton John por estar sempre à disposição quando precisei de ajuda.
A Vanessa Medeiros pelo carinho e atenção nesses dois anos de muita luta.
A Jennys Lourdes, uma verdadeira bússola durante toda essa trajetória, por me guiar
sempre para o caminho certo com seu conhecimento e paciência, durante esse um ano e meio de
preparação dessa dissertação.
Ao professor e orientador Wilson da Mata, pessoa que aprendi a admirar nesses dois anos
de convivência, pelo seu esforço e dedicação a nós alunos, sempre buscando o melhor de cada
um. Obrigado por acreditar em meu potencial.
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN
Marcos Allyson Felipe Rodrigues viii
Ao meu co-orientador Tarcilio Viana por me ajudar com todo o seu conhecimento sempre
nos momentos críticos desse trabalho.
A todos meus sinceros agradecimentos.
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN
Marcos Allyson Felipe Rodrigues ix
ÍNDICE
Capítulo I
1. Introdução geral ...................................................................................................................... 2
Capítulo II
2. Aspectos teóricos ..................................................................................................................... 6
2.1. Simulação numérica de reservatórios ............................................................................... 6
2.2. Métodos de recuperação avançada .................................................................................... 7
2.2.1. Métodos especiais de recuperação avançada ............................................................. 7
2.2.1.1. Reconhecimento dos reservatórios candidatos ................................................... 8
2.2.1.2. Aplicabilidade de recuperação especial ............................................................. 9
2.3. Eficiência de varrido horizontal ........................................................................................ 9
2.3.1. Fator de contato ....................................................................................................... 10
2.3.2. Eficiência de deslocamento ..................................................................................... 10
2.4. Métodos térmicos ............................................................................................................ 11
2.4.1. Injeção de Vapor ...................................................................................................... 13
2.4.1.1. Injeção cíclica de vapor .................................................................................... 13
2.4.1.2. Injeção contínua de vapor ................................................................................ 15
2.4.2. Aplicação ................................................................................................................. 18
2.4.3. Vantagens ................................................................................................................ 18
2.4.4. Desvantagens ........................................................................................................... 19
2.4.5. Considerações Econômicas ..................................................................................... 20
2.5. Análise econômica de reservatórios ............................................................................... 20
2.5.1. Principais indicadores de viabilidade econômica .................................................... 21
2.5.2. Cálculo simplificado dos custos e das receitas no processo de injeção de vapor .... 22
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN
Marcos Allyson Felipe Rodrigues x
2.5.3. Incerteza e risco ....................................................................................................... 25
2.6. Segregação gravitacional na injeção de vapor ................................................................ 26
2.6.1. Parâmetros que influenciam na segregação gravitacional ....................................... 27
2.6.1.1. Parâmetros da rocha-reservatório que influenciam na segregação gravitacional
27
2.6.1.2. Parâmetros operacionais que influenciam na segregação gravitacional .......... 28
2.6.2. Grau de segregação .................................................................................................. 29
2.6.3. Números adimensionais na segregação gravitacional ............................................. 29
2.6.4. Segregação gravitacional em reservatórios homogêneos ........................................ 31
2.6.4.1. Distância percorrida pela mistura gás-água antes da completa segregação ..... 33
2.6.4.2. Velocidade de segregação ................................................................................ 34
2.6.4.3. Volume varrido pelo gás .................................................................................. 34
2.6.5. Estratégias de injeção para reduzir o efeito da segregação ..................................... 35
2.6.6. Segregação gravitacional em reservatórios heterogêneos ....................................... 36
2.7. Planejamento e otimização de experimentos .................................................................. 37
2.7.1. Diagrama de pareto .................................................................................................. 38
2.7.2. Superfícies de resposta e curvas de nível ................................................................ 39
Capítulo III
3. Estado da arte ........................................................................................................................ 41
Capítulo IV
4. Modelagem do processo ........................................................................................................ 45
4.1. Modelo físico .................................................................................................................. 45
4.1.1. Características da rocha-reservatório do modelo base ............................................ 46
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN
Marcos Allyson Felipe Rodrigues xi
4.1.2. Características operacionais do modelo base .......................................................... 47
4.2. Viscosidade do óleo ........................................................................................................ 48
4.3. Permeabilidades relativas ............................................................................................... 49
4.4. Metodologia de trabalho ................................................................................................. 51
4.4.1. Análise de sensibilidade .......................................................................................... 52
4.4.2. Análise de viabilidade técnica-econômica .............................................................. 54
4.4.3. Análise de reservatórios heterogêneos .................................................................... 56
Capítulo V
5. Resultados e discussões ......................................................................................................... 60
5.1. Análise de sensibilidade dos parâmetros da rocha-reservatório ..................................... 60
5.2. Influência dos parâmetros da rocha-reservatório na segregação gravitacional .............. 82
5.2.1. Permeabilidade ........................................................................................................ 82
5.2.2. Capa de gás .............................................................................................................. 85
5.2.3. Porosidade ............................................................................................................... 87
5.2.4. Espessura do reservatório ........................................................................................ 89
5.2.5. Viscosidade .............................................................................................................. 92
5.2.6. Relação K
v
/K
h
......................................................................................................... 94
5.3. Análise das interações dos parâmetros que mais afetaram a segregação gravitacional .. 95
5.3.1. Permeabilidade horizontal e espessura .................................................................... 95
5.3.2. Viscosidade e espessura ........................................................................................... 97
5.3.3. Permeabilidade horizontal, viscosidade e espessura ............................................... 98
5.4. Comparativo entre os resultados encontrados ................................................................ 99
5.5. Parâmetros operacionais ............................................................................................... 100
5.5.1. Vazão de injeção de vapor ..................................................................................... 100
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN
Marcos Allyson Felipe Rodrigues xii
5.5.2. Intervalo de completação ....................................................................................... 102
5.5.3. Distância entre poços ............................................................................................. 105
5.6. Otimização dos parâmetros operacionais ...................................................................... 107
5.7. Análise técnico-econômica ........................................................................................... 124
5.8. Segregação gravitacional em reservatórios heterogêneos ............................................ 133
5.8.1.1. Influência do intervalo de completação em reservatórios heterogêneos ........ 140
5.8.2. Influência do aumento de vazão em reservatórios heterogêneos .......................... 145
Capítulo VI
6. Conclusões ............................................................................................................................ 155
6.1. Recomendações ......................................................................................................... 157
Referências bibliográficas .......................................................................................................... 159
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN
Marcos Allyson Felipe Rodrigues xiii
ÍNDICE DE FIGURAS
Capítulo I
Capítulo II
Figura 2. 1. Gráfico Viscosidade (cP) versus Temperatura (ºC) – Barillas (2005) ....................... 11
Figura 2.2. Injeção Contínua de vapor .......................................................................................... 16
Figura 2. 3. Esquema de três zonas uniformes no modelo de Stone e Jenkins ............................. 32
Figura 2. 4 Segregação gravitacional em diferenças finitas .......................................................... 33
Figura 2. 5 Esquemas de estratégias de Injeção ............................................................................ 36
Figura 2.6 Fator de recuperação para o modelo homogêneo e os heterogêneos ........................... 37
Capítulo III
Capítulo IV
Figura 4. 1. Modelo base em 3 dimensões .................................................................................... 46
Figura 4. 2. Gráfico vazão de líquido versus tempo ...................................................................... 48
Figura 4. 3. Gráfico Viscosidade ( cP) versus Temperatura (ºC), Barillas (2005) ........................ 49
Figura 4. 4. Gráfico permeabilidades relativas versus S
w
............................................................. 50
Figura 4. 5. Gráfico permeabilidades relativas versus S
l
.............................................................. 50
Figura 4. 6. Mapa de saturação de óleo – modelo base ................................................................. 51
Figura 4. 7. Perfil de temperatura (ºF) - modelo base .................................................................. 51
Figura 4. 8. Esquemas de injeção de vapor ................................................................................... 53
Figura 4. 9. Heterogeneidade na base da zona de óleo - Permeabilidade Horizontal (mD) .......... 56
Figura 4. 10. Heterogeneidade no centro da zona de óleo – Permeabilidade Horizontal (mD) .... 57
Figura 4.11. Heterogeneidade no topo da zona de óleo - Permeabilidade Horizontal (mD) ......... 57
Capítulo V
Figura 5. 1. Diagrama de Pareto – Fator de Recuperação 3 anos .................................................. 62
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN
Marcos Allyson Felipe Rodrigues xiv
Figura 5. 2. Diagrama de Pareto – Fator de Recuperação 6 anos .................................................. 62
Figura 5. 3. Diagrama de Pareto – Fator de Recuperação 9 anos .................................................. 63
Figura 5. 4. Diagrama de Pareto – Fator de Recuperação 12 anos ................................................ 63
Figura 5. 5. Diagrama de Pareto – Fator de Recuperação 15 anos ................................................ 64
Figura 5. 6. Curvas de nível – Fator de recuperação 3 anos .......................................................... 66
Figura 5. 7. Curvas de nível – Fator de recuperação 6 anos .......................................................... 67
Figura 5. 8. Curvas de nível – Fator de recuperação 9 anos .......................................................... 68
Figura 5. 9. Curvas de nível – Fator de recuperação 12 anos ........................................................ 69
Figura 5. 10. Curvas de nível – Fator de recuperação 15 anos ...................................................... 70
Figura 5. 11. Diagrama de Pareto – ROV 3 anos ......................................................................... 72
Figura 5. 12. Diagrama de Pareto – ROV 6 anos .......................................................................... 72
Figura 5. 13. Diagrama de Pareto – ROV 9 anos .......................................................................... 73
Figura 5. 14. Diagrama de Pareto – ROV 12 anos ........................................................................ 73
Figura 5. 15. Diagrama de Pareto ROV 15 anos ........................................................................... 74
Figura 5. 16. Curvas de nível – ROV 3 anos ................................................................................. 76
Figura 5. 17. Curvas de nível – ROV 6 anos ................................................................................. 77
Figura 5. 18. Curvas de nível – ROV 9 anos ................................................................................. 78
Figura 5. 19. Curvas de nível – ROV 12 anos ............................................................................... 79
Figura 5. 20. Curvas de nível – ROV 15 anos ............................................................................... 80
Figura 5. 21. Saturação de gás no 8º ano de produção - modelo de permeabilidade 500 mD ...... 82
Figura 5. 22. Saturação de gás no 8º ano de produção - modelo de permeabilidade 2000 mD .... 83
Figura 5. 23. Vazão de óleo versus Tempo ................................................................................... 84
Figura 5. 24. Produção Acumulada de Óleo versus Tempo – Permeabilidades 500 e 2000 mD .. 84
Figura 5. 25. Saturação de gás no 10º ano de produção – Reservatório com capa de gás 6 m ..... 85
Figura 5. 26. Saturação de gás no 10º ano de produção– Reservatório com capa de gás 1 m ...... 86
Figura 5. 27. Saturação de gás no 10º ano de produção – Reservatório sem capa de gás ............. 86
Figura 5. 28. Saturação de gás no período final de produção - Porosidade 30% .......................... 87
Figura 5. 29. Saturação de gás no período final de produção - Porosidade 20% .......................... 88
Figura 5. 30. Gráfico vazão de óleo versus tempo ........................................................................ 88
Figura 5. 31. Saturação de gás no período final de produção – Reservatório mais espesso ......... 89
Figura 5. 32. Saturação de gás no período final de produção – Reservatório menos espesso ....... 90
Figura 5. 33. Saturação de óleo no período final de produção – Reservatório delgado ................ 90
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN
Marcos Allyson Felipe Rodrigues xv
Figura 5. 34. Saturação de óleo no período final de produção – Reservatório espesso ................ 91
Figura 5. 35. Gráfico Volume Poroso Injetado versus Fator de Recuperação .............................. 92
Figura 5. 36. Saturação de gás no 8º ano de produção – Óleo de viscosidade 300 cP .................. 93
Figura 5. 37. Saturação de gás no 8º ano de produção – Óleo de viscosidade 3000 cP ................ 93
Figura 5. 38. Saturação de gás no período final de produção – Relação Kv/Kh = 0.05 ................ 94
Figura 5. 39. Saturação de gás no período final de produção – Relação Kv/Kh = 0.20 ................ 94
Figura 5. 40. Saturação de gás no 8º ano de produção – permeabilidade (+1) e espessura (+1) ... 96
Figura 5. 41. Saturação de gás no 8º ano de produção – permeabilidade (-1) e espessura (-1) .... 96
Figura 5. 42. Saturação de gás no 8º ano de produção – viscosidade (+1) e espessura (+1) ......... 97
Figura 5. 43. Saturação de gás no 8º ano de produção – viscosidade (-1) e espessura (-1) .......... 97
Figura 5. 44. Saturação de gás no 8º ano de produção – permeabilidade (+1), espessura (+1),
viscosidade (+1) ............................................................................................................................. 98
Figura 5. 45. Saturação de gás no 8º ano de produção – permeabilidade (-1), espessura (-1),
viscosidade (-1) ............................................................................................................................. 99
Figura 5. 46. Vazão de Injeção versus Fator de recuperação ...................................................... 101
Figura 5. 47. Saturação de gás no 4º ano de produção– vazão de injeção 50 t/dia ..................... 101
Figura 5. 48. Saturação de gás no 4º ano de produção– vazão de injeção 25 t/dia ..................... 102
Figura 5. 49. Gráfico produção acumulada de óleo versus intervalo de completação no final do
período de produção .................................................................................................................... 103
Figura 5. 50. Saturação de gás no período final de produção - Intervalo B-B ............................ 104
Figura 5. 51. Saturação de óleo no período final de produção - Intervalo B-B ........................... 104
Figura 5. 52. Saturação de gás no 7º ano de produção - Distância entre poços 70 m ................. 105
Figura 5. 53. Saturação de gás no 7º ano de produção – Distância entre poços 100 m ............... 106
Figura 5. 54. Saturação de gás no 7º ano de produção – Distância entre poços 140 m ............... 106
Figura 5. 55. Gráfico VPI versus fator de recuperação – distância entre poços .......................... 107
Figura 5. 56. Diagrama de Pareto- Parâmetros operacionais – Fator de Recuperação 3 anos .... 109
Figura 5. 57. Diagrama de Pareto – Parâmetros operacionais - Fator de Recuperação 6 anos ... 109
Figura 5. 58. Diagrama de Pareto – Parâmetros operacionais - Fator de Recuperação 9 anos ... 110
Figura 5. 59. Diagrama de Pareto – Parâmetros operacionais - Fator de Recuperação 12 anos . 110
Figura 5. 60. Diagrama de Pareto – Parâmetros operacionais - Fator de Recuperação 15 anos . 111
Figura 5. 61. Superfície de Resposta – Fator de Recuperação 3 anos ......................................... 112
Figura 5. 62. Superfície de Resposta – Fator de Recuperação 6 anos ......................................... 113
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN
Marcos Allyson Felipe Rodrigues xvi
Figura 5. 63. Superfície de Resposta – Fator de Recuperação 9 anos ......................................... 113
Figura 5. 64. Superfície de Resposta – Fator de Recuperação 12 anos ....................................... 114
Figura 5. 65. Superfície de Resposta – Fator de Recuperação 15 anos ....................................... 114
Figura 5. 66. Diagrama de Pareto – Parâmetros operacionais - ROV 3 anos .............................. 116
Figura 5. 67. Diagrama de Pareto – Parâmetros operacionais - ROV 6 anos .............................. 116
Figura 5. 68. Diagrama de Pareto – Parâmetros operacionais - ROV 9 anos .............................. 117
Figura 5. 69. Diagrama de Pareto – Parâmetros operacionais - ROV 12 anos ............................ 117
Figura 5. 70. Diagrama de Pareto – Parâmetros operacionais - ROV 15 anos ............................ 118
Figura 5. 71. Superfície de Resposta – ROV 3 anos ................................................................... 119
Figura 5. 72. Superfície de Resposta – ROV 6 anos ................................................................... 119
Figura 5. 73. Superfície de Resposta – ROV 9 anos ................................................................... 120
Figura 5. 74. Superfície de Resposta – ROV 12 anos ................................................................. 120
Figura 5. 75. Superfície de Resposta – ROV 15 anos ................................................................. 121
Figura 5. 76. Saturação final de gás – Modelo otimizado ........................................................... 123
Figura 5. 77. Saturação final de óleo – Modelo otimizado .......................................................... 123
Figura 5. 78. Gráfico produção acumulada de óleo versus tempo - Heterogeneidades .............. 134
Figura 5. 79. Gráfico vazão de óleo versus tempo - Heterogeneidades ...................................... 134
Figura 5. 80. Saturação de gás ao final do 8º ano de produção- Heterogeneidade na base da zona
de óleo ......................................................................................................................................... 135
Figura 5. 81. Saturação de gás ao final do 8º de produção - Heterogeneidade no centro da zona de
óleo .............................................................................................................................................. 136
Figura 5. 82. Saturação de gás ao final do 8º de produção - Heterogeneidade no topo da zona de
óleo .............................................................................................................................................. 136
Figura 5. 83. Saturação de gás ao final do 12º ano de produção- Heterogeneidade no centro da
zona de óleo ................................................................................................................................. 137
Figura 5. 84. Saturação de gás ao final do 12º ano de produção - Heterogeneidade no topo da
zona de óleo ................................................................................................................................. 138
Figura 5. 85. Saturação de óleo ao final do período de produção - Heterogeneidade na base da
zona de óleo ................................................................................................................................. 139
Figura 5. 86. Saturação de óleo ao final do período de produção- Heterogeneidade no centro da
zona de óleo ................................................................................................................................. 140
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN
Marcos Allyson Felipe Rodrigues xvii
Figura 5. 87. Saturação de óleo ao final do período de produção - Heterogeneidade no topo da
zona de óleo ................................................................................................................................. 140
Figura 5. 88. Saturação de gás ao final do período de produção – Heterogeneidade no topo –
perfurações fora da heterogeneidade ........................................................................................... 142
Figura 5. 89. Saturação de óleo ao final do período de produção – Heterogeneidade no topo –
perfurações fora da heterogeneidade ........................................................................................... 143
Figura 5. 90. Saturação de gás ao final do período de produção – Heterogeneidade no centro –
injeção de vapor e produção na base ........................................................................................... 143
Figura 5. 91. Saturação de gás ao final do período de produção – Heterogeneidade no topo –
injeção de vapor e produção na base ........................................................................................... 144
Figura 5. 92. Gráfico produção acumulada de óleo versus tempo – Vazão de injeção 50 t/dia .. 146
Figura 5. 93. Gráfico vazão de óleo versus tempo – vazão de injeção 50 t/dia ........................... 146
Figura 5. 94. Saturação de gás no 4º ano de produção - Heterogeneidade na base- vazão de
injeção 50 t/dia ............................................................................................................................ 148
Figura 5. 95. Saturação de gás no 4º ano de produção - Heterogeneidade no topo- vazão de
injeção 50 t/dia ............................................................................................................................ 149
Figura 5. 96. Saturação de gás no 4º ano de produção - Heterogeneidade no centro- vazão de
injeção 50 t/dia ............................................................................................................................ 149
Figura 5. 97. Saturação de gás no período final de produção - Heterogeneidade na base- vazão de
injeção 50 t/dia ............................................................................................................................ 150
Figura 5. 98. Saturação de gás no período final de produção - Heterogeneidade no topo- vazão de
injeção 50 t/dia ............................................................................................................................ 150
Figura 5. 99. Saturação de gás no período final de produção - Heterogeneidade no centro- vazão
de injeção 50 t/dia ........................................................................................................................ 151
Figura 5. 100. Saturação de óleo ao final do período de produção - Heterogeneidade na base -
vazão de injeção 50 t/dia ............................................................................................................. 152
Figura 5. 101. Saturação de óleo ao final do período de produção - Heterogeneidade no centro -
vazão de injeção 50 t/dia ............................................................................................................. 152
Figura 5. 102. Saturação de óleo ao final do período de produção - Heterogeneidade no topo -
vazão de injeção 50 t/dia ............................................................................................................. 153
Capítulo VI
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN
Marcos Allyson Felipe Rodrigues xviii
ÍNDICE DE TABELAS
Capítulo I
Capítulo II
Capítulo III
Capítulo IV
Tabela 4. 1. Intervalos estudados dos parâmetros da rocha-reservatório ...................................... 52
Tabela 4. 2. Intervalos estudados dos parâmetros operacionais .................................................... 53
Tabela 4. 3. Cotação do barril para cada cenário ........................................................................... 54
Tabela 4. 4. Dados considerados para a análise de viabilidade técnica-econômica ...................... 55
Capítulo V
Tabela 5. 1. Intervalo estudado dos parâmetros analisados ........................................................... 61
Tabela 5. 2. Comparativo entre o modelo com e sem capa de gás ................................................ 87
Tabela 5. 3. Comparativo para a relação K
v
/K
h
0,05 e 0,2 ........................................................... 95
Tabela 5. 4. Comparativo entre os resultados obtidos ................................................................... 99
Tabela 5. 5. Resultados para intervalos de completação diferentes ............................................ 103
Tabela 5. 6. Intervalo estudado dos parâmetros operacionais analisados ................................... 108
Tabela 5. 7. Melhores resultados obtidos para cada distância entre poços estudada .................. 122
Tabela 5. 8. Cálculo das receitas do modelo otimizado de 140 m .............................................. 124
Tabela 5. 9. Cálculo das receitas do modelo otimizado de 100 m .............................................. 125
Tabela 5. 10. Fluxo de caixa – Distância 140 m - Cenário otimista ............................................ 126
Tabela 5. 11. Fluxo de caixa – Distância 140 m - Cenário realista ............................................. 126
Tabela 5. 12. Fluxo de caixa – Distância 140 m - Cenário pessimista ........................................ 126
Tabela 5. 13. Fluxo de caixa – Distância 100 m - Cenário otimista ............................................ 127
Tabela 5. 14. Fluxo de caixa - Distância 100 m - Cenário realista .............................................. 127
Tabela 5. 15. Fluxo de caixa - Distância 100 m - Cenário pessimista ........................................ 127
Tabela 5. 16. Cálculo do VPL médio .......................................................................................... 128
Tabela 5. 17. Cálculo da variância e do desvio padrão ............................................................... 128
Tabela 5. 18. Cálculo do coeficiente de variação ........................................................................ 128
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN
Marcos Allyson Felipe Rodrigues xix
Tabela 5. 19. Cálculo das receitas para o modelo com interrupção do vapor no 11º ano ........... 130
Tabela 5. 20. Fluxo de caixa – Modelo com interrupção do vapor - Cenário otimista ............... 131
Tabela 5. 21. Fluxo de caixa – Modelo com interrupção do vapor - Cenário realista ................. 131
Tabela 5. 22. Fluxo de caixa – Modelo com interrupção do vapor - Cenário pessimista ........... 131
Tabela 5. 23. Cálculo do VPL médio – Modelo com interrupção do vapor ................................ 132
Tabela 5. 24. Quadro resumo dos resultados obtidos .................................................................. 138
Tabela 5. 25. Resultados para não injeção e produção nas heterogeneidades ............................. 141
Tabela 5. 26. Melhores resultados – Intervalo de Completação .................................................. 145
Tabela 5. 27. Resultados – vazão de 50 ton/dia ........................................................................... 147
Capítulo VI
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN
Marcos Allyson Felipe Rodrigues xx
Nomenclaturas e abreviações
a - área requerida para a completa segregação m²
API - American Petroleum Institute
ºAPI - grau API do óleo
CMG - Computer Modelling Group
E
A
- eficiência de varrido horizontal Adimensional
CV – Coeficiente de variação
E – Grau de segregação
E
D
- eficiência de deslocamento Adimensional
FC - fluxo de caixa US$
f
g
– Fração do fluido injetado que é gás Adimensional
Fr - fator de recuperação (%)
f
w
- fluxo fracionário de água ( %)
g – aceleração da gravidade m/s²
H – Altura do reservatório m
i – Taxa de desconto %
ILL – Índice de Lucratividade Líquida US$
IOR - Improved Oil Recovery
L - comprimento do reservatório m
L
g
– Distância de completa segregação m
LHR – Razão comprimento-altura Adimensional
LEAP - Laboratório de Estudos Avançados em Petróleo
M - razão de mobilidades
Np - produção acumulada total de óleo m
3
P - pressão KPa
P
c
- pressão crítica dyn/cm
2
, KPa
Pwf – Pressão de fundo de poço
p
o
- pressão da fase óleo em um ponto exatamente acima da interface óleo/água KPa
p
w
- pressão da fase água exatamente abaixo da interface óleo/água dyn/cm
2
, KPa
Q – Vazão de injeção m³std/dia
R
g
– Raio onde ocorre a completa segregação m
(Rbt) gravity - Recuperação no breakthrough em 3D %
(Rbt) nogravity – Recuperação no breakthrough em 2D %
ROV – Razão Óleo Vapor m³std óleo/m³std vapor
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 %
SPE – “Society of Petroleum Engineers”
STARS – “Steam, Thermal and Advanced Reservoir Simulator”
t - tempo de projeto anos
T - temperatura do fluido ºC
T
c
- temperatura crítica ºC
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN
Marcos Allyson Felipe Rodrigues xxi
TIR – Taxa Interna de Retorno %
TMA - Taxa Mínima de Atratividade %
V
g
– Volume varrido pelo gás m³
VGR – Razão Gravidade-Viscosidade Adimensional
VPI – Volume Poroso Injetado Adimensional
VOIP - Volume de Óleo in Place m
3
VPI – Volume Poroso Injetado Adimensional
VPL - Valor Presente Líquido US$
W – Espessura do reservatório retangular perpendicular ao fluxo m
Letras gregas
K
h
– Permeabilidade horizontal mD
k
o
- permeabilidade efetiva ao óleo mD
k
rg
- permeabilidade relativa ao gás
K
ro
– Permeabilidade relativa ao óleo
k
rog
- permeabilidade relativa ao óleo no sistema óleo-gás
k
row
- permeabilidade relativa ao óleo no sistema óleo-água
k
rw
- permeabilidade do meio poroso na direção s do fluxo mD
k
- permeabilidade relativa à água
w
- permeabilidade efetiva à água mD
K
v
- peso específico do fluido dyn/cm
– permeabilidade vertical mD
3
γ
o
- densidade do óleo g/cm
3
- viscosidade do fluido cP
ou Kg/litro
- viscosidade do gás cP
μ
o
- viscosidade do óleo cP
μ
w
- viscosidade da água cP
λ - mobilidade de um fluido mD/cP
λ
o
- mobilidade do óleo mD/cP
λ
w
m
rt
λ
- mobilidade da água mD/cP
- mobilidade relativa total na zona mista Adimensional
- Gradiente de pressão na zona mista Kgf/cm
2
σ
, KPa
∆ρ – diferença de densidade g/cm³
ν – Velocidade de segregação m/s
ø – Porosidade %
σ – Desvio padrão
2
- Variância
CAPÍTULO I:
Introdução Geral
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo I: Introdução geral
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 2
1. Introdução geral
Entre os muitos problemas que afetam a recuperação nos reservatórios de petróleo, um em
particular é devido à imiscibilidade e à diferença de viscosidade entre os fluidos existentes na
jazida. O fato de o óleo ser, de um modo geral, mais viscoso do que a água e o gás, faz com que,
no escoamento simultâneo destes três fluidos através do meio poroso, o gás tenda a se deslocar
numa velocidade mais elevada em relação à água que, por sua vez, se desloca mais rapidamente
que o óleo no trajeto em direção aos poços produtores. Como conseqüência e a depender do con-
traste de viscosidade entre os três fluidos, não é raro ocorrer a produção prematura e crescente de
gás nos poços produtores, comprometendo a vazão de óleo produzida e com ela a recuperação
final.
Para reservatórios de óleos pesados em geral, onde este tipo de fluido possui pouca ou
nenhuma mobilidade, o enfoque tecnológico dado nas últimas décadas foi o de atuar na redução
da viscosidade do próprio óleo, mediante o uso de energia térmica. Originalmente desenvolvidos
para os campos de óleos extremamente viscosos da Califórnia e da Venezuela, os métodos da
injeção de vapor e da combustão in situ do óleo mediante a injeção de ar com pré-ignição,
viabilizaram a produção de petróleo em campos considerados não comerciais pelos métodos
convencionais de recuperação. A injeção de vapor em particular, veio a se consagrar ao longo dos
anos e é hoje uma das poucas alternativas economicamente viáveis para o aproveitamento dos
óleos pesados.
No Brasil, a injeção de vapor é o método de recuperação especial mais utilizado para a
recuperação de óleos pesados, principalmente no Nordeste. O volume original de óleo atualmente
envolvido com esse processo excede os 5 bilhões de barris, dos quais 30% apenas nos Estados do
Ceará e Rio Grande do Norte.
Neste tipo de processo, é comum acontecer a segregação gravitacional, devido à diferença
de densidade entre o fluido injetado e os fluidos contidos no reservatório. Este fenômeno pode
afetar a produção de óleo, devendo ser considerado nos projetos de injeção contínua de vapor.
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo I: Introdução geral
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 3
Por muitos anos, a segregação gravitacional em estudos de reservatórios não foi bem
explicada, porque não era considerada adequadamente em procedimentos de cálculo em
Engenharia de Reservatórios. Os resultados advindos de simulação de reservatórios forneceram a
capacidade para lidar com a gravidade, e tornou-se aparente que os efeitos da gravidade poderiam
afetar significativamente o desempenho do reservatório.
Sabe-se que a segregação gravitacional pode ocorrer em aproximadamente todos os casos
onde há injeção de fluidos leves, especialmente o vapor, podendo-se ter, em casos extremos,
redução de até 50% do volume de óleo final esperado.
O presente trabalho tem como objetivo mostrar a importância do efeito da segregação
gravitacional durante o processo de injeção de vapor, e sua influência na recuperação final de
óleo. Foi analisada, através de uma simulação numérica, a sensibilidade dos parâmetros da rocha-
reservatório e operacionais, bem como suas respectivas influências no processo.
A otimização dos parâmetros operacionais apresenta soluções para reduzir o efeito, com a
finalidade de aumentar a distância de completa segregação e, conseqüentemente, a recuperação
final de óleo. Nestes casos, estratégias de injeção, distância adequada entre os poços, intervalo
ótimo de completação foram analisados e, com isso, buscou-se uma otimização que levasse a um
menor custo possível.
Realizou-se um estudo de viabilidade técnico-econômica, levando em consideração os
altos custos dessas soluções operacionais apresentadas em relação à receita adicional gerada por
essas mudanças.
Foi analisada a segregação gravitacional em reservatórios heterogêneos, onde foi utilizado
um modelo que apresentou a segregação gravitacional com grande intensidade. Para isso foi
inserida uma rocha de baixa permeabilidade e porosidade em três diferentes posições (base,
centro e topo da zona de óleo), apresentando as mesmas dimensões para todos os casos.
Buscaram-se soluções operacionais para esse tipo de reservatório, aumentando assim o Fator de
Recuperação.
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo I: Introdução geral
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 4
Este trabalho de dissertação é composto de seis capítulos e a revisão bibliográfica. No
Capítulo II, Aspectos Teóricos, são apresentadas teorias que envolvem a realização deste trabalho
como Métodos de Recuperação Especiais, Análise Econômica de Reservatórios, Simulação de
Reservatórios e principalmente Segregação Gravitacional.
Um histórico dos trabalhos relacionados a Segregação Gravitacional é apresentado no
Capítulo III, onde é apresentada uma revisão dos principais trabalhos onde foi estudada a
Segregação Gravitacional na injeção de fluidos leves, destacando os trabalhos que apresentam
simulação numérica em reservatórios homogêneos e heterogêneos.
A Modelagem do Processo 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, e também são mostrados os dados da análise técnica-econômica
realizada entre os modelos otimizados encontrados.
O Capítulo V apresenta os resultados obtidos e suas discussões, onde exibe as conclusões
obtidas a partir do que foi obtido na simulação e na análise técnica-econômica.
No capítulo VI são apresentadas as conclusões mais importantes obtidas neste trabalho e
recomendações para trabalhos futuros.
Na seção final é apresentada a Revisão Bibliográfica, com os principais artigos,
dissertações, teses e livros que foram citados no trabalho.
CAPÍTULO II:
Aspectos Teóricos
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo II: Aspectos teóricos
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 6
2. Aspectos teóricos
2.1. Simulação numérica de reservatórios
A simulação numérica é um dos métodos empregados na engenharia de petróleo para se
estimar características e prever o comportamento de um reservatório de petróleo, a exemplo das
técnicas de previsão de comportamento baseadas em balanço de materiais, nas curvas de declínio
e na teoria de Buckley-Leverett. Na verdade os métodos baseados na equação de balanço de
materiais constituem-se em modelos numéricos simplificados, chamados de modelos “tanque” ou
de dimensão “zero”, já que o reservatório é considerado uma caixa, onde as propriedades da
rocha e dos fluidos, bem como a pressão, assumem valores médios uniformemente distribuídos.
Os simuladores numéricos de reservatórios são geralmente conhecidos como simuladores
numéricos de fluxo, devido ao fato de que são utilizados para se estudar o comportamento do
fluxo de fluidos em reservatórios de petróleo empregando uma simulação numérica (Rosa, et al.
2006).
Os simuladores numéricos permitem maior sofisticação nos estudos dos reservatórios,
porém, para tanto, é necessário dispor de dados da rocha, dos fluidos do reservatório, da geologia,
do histórico de produção, não só em quantidade, mas com boa qualidade para levar a resultados o
mais preciso possível.
Existem diversas maneiras de se fazer previsões de comportamento de reservatório e
estimativas de volumes originais, volumes recuperáveis e reservas. A escolha de cada um dos
processos deve ser feita sempre de maneira compatível com a natureza, quantidade e qualidade
dos dados disponíveis, do tempo e dos recursos que se tem para processar esses dados e dos
objetivos que se destina o estudo.
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo II: Aspectos teóricos
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 7
2.2. Métodos de recuperação avançada
Os reservatórios cujos mecanismos são pouco eficientes e que por conseqüência retêm
grandes quantidades de hidrocarbonetos após a exaustão de sua energia natural, são fortes
candidatos ao emprego de uma série de processos que visam à obtenção de uma recuperação
adicional. Esses processos são chamados de Métodos de Recuperação Avançada .
A aplicação de um processo de recuperação é muito mais ampla que a simples
intervenção em alguns poços, ou seja, a área de atuação do reservatório, independe da
simplicidade ou complexidade do método que está sendo utilizado.
Os métodos de recuperação avançada podem ser classificados em convencionais e
especiais, como descrito abaixo:
Convencionais
Injeção de Água
Injeção de Gás
Especiais
Térmicos – Injeção de Vapor, Combustão In Situ, Aquecimento Eletromagnético entre
outros.
Químicos – Injeção de Polímeros, Injeção de Tensoativos, Injeção de Solução Alcalina.
Miscíveis - Injeção de CO
2
Outros – Microbiológicos.
, Injeção de Gás Natural, Injeção de Nitrogênio.
2.2.1. Métodos especiais de recuperação avançada
Um ponto de partida lógico quando se discute a aplicação de métodos especiais de
recuperação secundária é uma análise da recuperação secundária convencional, já que esta
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo II: Aspectos teóricos
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 8
explica o porquê da necessidade e da ocasião ideal para a aplicação. A recuperação secundária
convencional fornece indicações também de como os vários métodos especiais de recuperação
secundária devem ser projetados para produzir parte do óleo deixado no reservatório após a
recuperação convencional.
O principal método convencional é a injeção de água, que possui vantagens sobre outros
mecanismos de recuperação secundária, principalmente o baixo custo em relação aos outros
métodos. Em um determinado campo ou mesmo país é comum o número de projetos de
recuperação secundária convencional aumentar até atingir um pico e depois declinar. Isso
acontece 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 secundária convencional.
Embora as crises de energia e a falta de novos candidatos aos métodos convencionais de
recuperação secundária sejam razões importantes 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 então atingindo estágios avançados de
recuperação. 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 intactos e
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 (Rosa, et al. 2006).
2.2.1.1. Reconhecimento dos reservatórios candidatos
O reconhecimento de campos que são candidatos à recuperação especial requer, em geral:
(1) conhecimento de cada campo de óleo em uma determinada área; (2) compreensão dos
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo II: Aspectos teóricos
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 9
métodos especiais de recuperação secundária. A injeção de água tem sido o agente de
recuperação secundária largamente mais utilizada. Não há um método especial semelhante à
injeção de água, aplicável à maioria dos reservatórios. A aplicação de técnicas especiais de
recuperação secundária a um reservatório específico requer a análise de todos os métodos
disponíveis e relacionar com as características do campo a ser aplicado para se selecionar o mais
adequado.
2.2.1.2. Aplicabilidade de recuperação especial
Para entender os objetivos dos métodos especiais de recuperação secundaria, é necessário
continuar a examinar a recuperação secundária convencional e a injeção de água em particular. A
fração de óleo recuperada com a injeção de água é uma função dos seguintes fatores de
eficiência: (a) eficiência de varrido horizontal ou areal; (b) fator de contato; (c) eficiência de
deslocamento. Essa abordagem simplificada admite que o reservatório seja composto por uma
única camada, com as propriedades médias do reservatório real. Outro método de cálculo da
recuperação de óleo admite que o reservatório seja formado de várias camadas com diferentes
propriedades. Neste caso cada camada é tratada independentemente, resultando em uma
eficiência de varrido diferente para cada uma (Rosa, et al. 2006).
2.3. Eficiência de varrido horizontal
É a área, em termos percentuais, da área em planta do reservatório que foi invadida pelo
fluido deslocante. A eficiência de varrido horizontal é definida por:
(2.1)
Onde A
inv
é a área invadida pelo fluido deslocante e A
t
é a área total.
A dimensão da área invadida e, conseqüentemente, a eficiência de varrido horizontal,
depende da geometria de injeção, do volume de fluido injetado e da razão de mobilidades
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo II: Aspectos teóricos
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 10
Como sabemos, a mobilidade de um determinado fluido é a razão entre a permeabilidade
efetiva a esse fluido e a sua viscosidade. Portanto, a razão de mobilidades é dada por:
(2.2)
Um valor de 1 para M significa que a água injetada e o óleo do reservatório podem fluir
através do meio poroso com a mesma facilidade ou mobilidade. Quando M representa um valor
igual a 10, por exemplo, implica que a capacidade da água fluir é 10 vezes maior que a do óleo.
Quando a razão de mobilidades é alta, a água ou qualquer outro fluido injetado tende a se
mover através do óleo na direção dos poços produtores, deixando parte da área do reservatório
sem ser invadida (varrida). Assim, as maiores eficiências de varrido horizontal são alcançadas
com razões de mobilidades baixa. Por isso, são comumente usados os termos razão de
mobilidades favorável e razão de mobilidades desfavorável.
Os métodos especiais de recuperação usados para melhorar a eficiência de varrido são a
injeção de polímeros e os métodos térmicos. Os polímeros aumentam a viscosidade da água
injetada e os métodos térmicos aplicam calor ao reservatório, reduzindo a viscosidade do óleo.
2.3.1. Fator de contato
É a fração do volume varrido que foi atingida ou contactada pelo fluido injetado, podendo
ser expresso por:
(2.3)
2.3.2. Eficiência de deslocamento
É a fração da saturação de óleo original que foi deslocada dos poros pelo fluido injetado.
Pode ser expressa pela relação:
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo II: Aspectos teóricos
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 11
(2.4)
2.4. Métodos térmicos
O objetivo da recuperação térmica é aquecer o reservatório e o óleo nele existente para
aumentar a sua recuperação, através da redução da viscosidade do óleo. Na injeção de fluido
aquecido, o calor é gerado na superfície e levado para dentro do reservatório pelo fluido injetado,
que normalmente é a água, resultando em um projeto de injeção de vapor ou de água quente.
Como foi dito, o calor afeta a recuperação de óleo pela redução de viscosidade, o que
provoca um aumento da eficiência de varrido, pela expansão e destilação do óleo, e extração de
solvente, o que aumenta a eficiência de deslocamento. O sucesso do método se dá principalmente
pela atuação destes mecanismos.
O efeito mais óbvio do aquecimento de um reservatório é a redução da viscosidade do
óleo. Quanto à influência do aquecimento sobre a viscosidade, observa-se na prática que a taxa de
melhora da viscosidade é maior no início dos aumentos de temperatura. Depois de atingir certa
temperatura se ganha muito pouco na redução de viscosidade como mostra a Figura 2.1.
Figura 2. 1. Gráfico Viscosidade (cP) versus Temperatura (ºC) – Barillas (2005)
1
10
100
1000
10000
100000
1000000
250 300 350 400 450 500 550 600 650
Viscosidade do óleo (cP)
Temperatura (K)
300 cP@37,8 ºC 1000 cP@37,8 ºC 3000 cP@37,8 ºC
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo II: Aspectos teóricos
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 12
Outro mecanismo inerente à recuperação térmica é a expansão do óleo do reservatório
após o seu aquecimento. A dilatação do óleo, quando aquecido, adiciona energia para expulsar os
fluidos do reservatório. Dependendo da composição, o óleo pode dilatar de 10 a 20% durante
uma injeção de vapor. Isso ocorre em um menor grau de injeção de água quente, já que neste caso
as temperaturas são menores que na injeção de vapor.
O terceiro mecanismo que traz benefício para a recuperação na injeção de vapor é a
destilação do óleo. No deslocamento de um óleo volátil por vapor,a alta temperatura, as frações
mais leves do óleo residual podem ser vaporizadas. Essas frações se condensam quando em
contato com a formação mais fria, formando um banco de óleo à frente da zona de vapor.
Além dos mecanismos citados, outros fatores também contribuem para analisar o aumento
da recuperação pelo aquecimento do reservatório. Entre eles estão os efeitos de mecanismos de
capa gás e uma possível alteração das características de permeabilidade relativa. A importância
relativa de cada um dos fatores mencionados depende do tipo de projeto e das características do
reservatório e do óleo.
A água é o meio básico usado nos métodos térmicos de geração de calor na superfície. Ela
pode ser aquecida até a temperatura de vapor ou convertida para vapor. Após atingir a
temperatura de ebulição, o fornecimento continuado de calor converte mais e mais água para
vapor nessa temperatura. A fração em peso de água convertida para vapor é chamada de
qualidade do vapor. Depois de atingir a qualidade de 100%, um posterior fornecimento de calor
novamente aumenta a temperatura, produzindo vapor superaquecido. A energia adicional
requerida para converter água em ebulição para vapor é o chamado calor latente. Um sistema
água-vapor pode ganhar ou perder esse tipo de energia sem variar a temperatura ou a pressão. O
calor latente é maior às pressões mais baixas e diminui até zero no ponto crítico da água de 705ºF
(374ºC) e 3206 psia (225 kgf/cm²). Acima deste ponto, a água existe somente numa fase única.
No intervalo de pressão de 100 psia (7 kgf/cm²) a 1500 psia (105 kgf/cm²), em que a maioria dos
projetos térmicos opera, o vapor carreia consideravelmente mais calor do que a água quente. Por
exemplo: 1 bbl de água convertido para vapor de qualidade de 80% carreia 150 milhões de BTU a
mais de calor que a água em ebulição na mesma temperatura (Rosa, et al. 2006).
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo II: Aspectos teóricos
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 13
2.4.1. Injeção de Vapor
A idéia de utilizar o calor para melhorar a produtividade dos poços é quase tão antiga
quanto à indústria do petróleo. Consta que há patentes tratando disso datadas de 1865.
O objetivo inicial era modesto: pretendia-se apenas limpar e remover dos poços os
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 30.
Tanto no poço quanto no reservatório, só há duas maneiras de proceder: injetar um fluido
pré-aquecido ao qual se destaca a injeção de vapor ou gerar o calor no local de interesse que se
denominou combustão in-situ.
Embora a idéia seja antiga, o uso científico da injeção de vapor, apoiado pelo laboratório,
só deslanchou na década de 50, atingindo o auge das aplicações em meados dos anos oitenta. Já a
combustão permaneceu embrionária, operando projetos experimentais.
A injeção de vapor apresenta dois modos de operar: o cíclico e o contínuo. O modo
cíclico alterna fases de injeção e produção em um mesmo poço, enquanto que o contínuo
permanece no mesmo injetor até os poços vizinhos serem atingidos pelo banco de alta
temperatura.
2.4.1.1. Injeção cíclica de vapor
A injeção cíclica de vapor é aplicada para reforçar a recuperação primária de reservatórios
de óleos viscosos. É primariamente uma técnica de estimulação que, através da redução de
viscosidade e efeitos de limpeza ao redor do poço, ajuda a energia natural do reservatório a
expulsar o óleo.
Embora a injeção cíclica de vapor não seja considerada uma técnica de recuperação
secundária, é freqüentemente usada em projetos de injeção contínua de vapor. Na maioria desses
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo II: Aspectos teóricos
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 14
projetos a injeção de vapor começa como um programa de injeção cíclica e é posteriormente
mudado para injeção contínua quando o programa cíclico torna-se marginal. Isso se faz devido à
rápida resposta no aumento de vazão de óleo da injeção cíclica em relação à contínua, permitindo
que se obtenha caixa mais rapidamente. Na injeção contínua, a demora do banco de óleo chegar
ao poço produtor, faz com que o campo demore a dar retorno financeiro.
A injeção cíclica de vapor consiste de três fases distintas: períodos de injeção, de espera e
de produção. A injeção de um determinado volume de vapor freqüentemente é seguida por um
período de espera para que o calor injetado seja mais bem distribuído a uma maior parte do
reservatório. O poço entra em produção, até que o ciclo seja repetido. Todas as fases do ciclo
podem sofrer variações para otimizar o processo. A cada ciclo, o processo se torna menos
eficiente, resultando cada vez mais em vazões menores. Os ciclos são repetidos até atingir o
limite econômico.
A resposta à injeção cíclica de vapor varia consideravelmente com o tipo do reservatório.
Para estruturas espessas, menos inclinadas, a drenagem por gravidade é dominante e muitos
ciclos são possíveis, à medida que o óleo menos viscoso e aquecido continue a fluir para baixo
em direção ao poço produtor. Para reservatórios pouco inclinados, onde o mecanismo de
produção é o gás em solução, a energia do reservatório é rapidamente depletada, limitando o
número de ciclos de injeção. Independentemente do tipo de reservatório, a injeção cíclica
geralmente se torna menos eficiente à proporção que o número de ciclos aumenta. Esse fato é
evidente em várias estatísticas de produção. As vazões médias e máximas, juntamente com a
recuperação do óleo, declinam nos últimos ciclos. À medida que a resposta diminui, torna-se
mais difícil justificar tratamentos adicionais que fazem com que a duração dos ciclos aumente
(Rosa, et al. 2006).
Na injeção cíclica de vapor, grandes frações do vapor injetado são produzidas na forma de
líquido, tornando o manuseio da água um fator importante. Do ponto de vista econômico, um
bom indicador de desempenho é a ROV (razão óleo vapor). Os melhores resultados apresentados
na literatura mostraram os primeiros ciclos recuperando cerca de 4,77 m³ de óleo por barril (0,159
m³) de água injetada na forma de vapor. À proporção que a energia do reservatório é depletada
essa razão tende a diminuir.
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo II: Aspectos teóricos
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 15
2.4.1.2. Injeção contínua de vapor
A injeção contínua de vapor, consiste em uma injeção contínua desse fluido,
diferentemente da injeção cíclica onde este é intermitente. Enquanto na injeção cíclica tanto a
injeção como a produção ocorrem no mesmo poço, na injeção contínua os poços injetores e
produtores são distintos. Uma zona de vapor se forma em torno do poço injetor, a qual se
expande com a contínua injeção. Nessa zona a temperatura é aproximadamente aquela do vapor
injetado. Adiante do vapor forma-se uma zona de água condensada, através da qual a temperatura
diminui a partir da do vapor até a do reservatório.
A recuperação por injeção de vapor depende de vários fatores. Os mais importantes são os
efeitos de injeção de água quente na zona de água condensada. A redução da saturação de óleo é
máxima nesta zona por causa das menores viscosidades, da dilatação do óleo e da alta
temperatura. Na zona invadida pelo vapor a saturação de óleo é posteriormente reduzida por
efeitos de mecanismos de gás e possivelmente destilação por vapor e extração por solvente. Os
efeitos do mecanismo de gás geralmente são mínimos mas a destilação por vapor pode contribuir
significativamente para a produção de certos óleos como mostra a Figura 2.2.
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo II: Aspectos teóricos
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 16
Figura 2.2. Injeção Contínua de vapor
A quantidade de calor recebida e retida pela formação produtora determina a resposta ao
processo de injeção de vapor. O crescimento rápido e continuado da zona de vapor, resultando
em alta vazão de deslocamento do óleo, requer que um mínimo de calor seja perdido através das
linhas de superfície, nos poços de injeção, e dependem das características do reservatório, e do
equipamento usado. Linhas muitos extensas causam maiores perdas, de forma que menos vapor e
mais água quente chega ao reservatório. As perdas na superfície e no poço podem ser
parcialmente controladas mas nas condições de reservatório não podem, e elas são as mais
críticas na determinação da viabilidade do projeto.
A relação entre a temperatura e a pressão de vapor de uma determinada substância, ou
seja, a chamada curva de pressão de vapor, fornece diversas indicações quanto à aplicabilidade da
injeção de vapor d’água. As pressões maiores requerem uma temperatura maior para converter
água para vapor. As perdas de calor aumentam com a temperatura do vapor, de modo que
aplicações a baixas pressões têm menores perdas de calor. Isso mostra a influência da
profundidade do reservatório. Para vencer a alta pressão da formação em zonas profundas é
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo II: Aspectos teóricos
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 17
necessário usar vapor a uma maior pressão e temperatura, resultando em maiores perdas de calor.
Quanto mais profundo for um poço, maiores serão as perdas de calor (Rosa, et al. 2006).
As perdas de calor do gerador até o poço injetor dependem do tipo e do comprimento das
linhas. Os geradores devem ficar o mais próximo possível dos poços de injeção e as perdas na
linha podem ser posteriormente minimizadas por isolamento como no Rio Grande do Norte, onde
os dutos são revestidos com Carnaúba, um produto de baixo custo e que apresenta um bom
isolamento térmico, ou enterramento. Para grandes projetos de injeção de vapor, as linhas de
injeção enterradas geralmente são suficientes para manter as perdas na superfície abaixo de 10%.
Além da profundidade, as perdas de calor no poço dependem do tipo de completação do
poço, incluindo diâmetro e tipo de revestimento e “tubing”. Para projetos de injeção de vapor os
poços de injeção usualmente são completados de uma maneira que possibilite minimizar as
perdas de calor. O espaço anular revestimento-tubing pode ser usado como isolamento para
manter a temperatura do revestimento baixo pelo uso de packers térmicos ou através do seu
preenchimento com gás a alta pressão. Outro fator importante é uma possível falha na cimentação
que, se não for bem feita, fará com que o vapor troque calor diretamente com a formação,
levando a altas perdas de calor. Nesses casos é necessário fazer a cimentação “squeeze” para
melhorar a cimentação.
Pouco controle pode ser exercido sobre a maior fonte de perda de calor – a própria
formação produtora – onde o calor é perdido por condução através das rochas não produtoras
adjacentes. A taxa de perda depende da área presente para o fluxo de calor e aumenta com o
crescimento da zona de vapor. A espessura da formação é importante na determinação da fração
de calor injetado que é perdida para as formações adjacentes. Para volumes iguais de
reservatório, a zona de vapor deve cobrir uma área maior em formações pouco espessas do que
nas de maior espessura, o que representa uma maior área superficial para perdas de calor (Rosa,
et al. 2006).
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo II: Aspectos teóricos
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 18
2.4.2. Aplicação
As características da rocha-reservatório que favorecem a injeção contínua de vapor, são
mostradas a seguir:
Óleos viscosos entre 10 e 20ºAPI são mais suscetíveis à redução de viscosidade pelo
calor. Óleos voláteis de alto ºAPI podem ser considerados para o método de injeção de
vapor devido à recuperação adicional causada pela destilação do óleo e extração por
solvente.
Reservatórios com menos de 3000 ft (900 m) de profundidade minimizam as perdas de
calor. Também o calor latente é maior a pressões mais baixas. Portanto, mais calor pode
ser transportado por unidade de massa de vapor injetado em reservatórios rasos, de baixa
pressão, do que em zonas mais profundas a altas pressões.
Permeabilidade maior ou igual a 500 md auxilia o fluxo de óleos viscosos. A
permeabilidade em projetos de injeção de vapor é muito importante porque a resposta
depende da vazão de injeção.
Uma saturação de óleo próxima de 0,15 m
3
de óleo/m
3
de rocha aumenta as chances de
sucesso econômico.
Espessuras de arenito excedendo 30 ft (9 m) a 50 ft (15 m) geralmente são necessárias
para limitar as perdas de calor da formação em projetos de injeção de vapor.
2.4.3. Vantagens
A recuperação térmica por injeção de fluido quente é um método comprovado na prática
para produzir óleos viscosos de baixo ºAPI. Em muitos casos nenhum outro método pode ser
exeqüível para reforçar a recuperação primária ou secundária. Apresenta uma vantagem sobre a
combustão in-situ que é a de danificar menos os poços, além de que não se tem total controle da
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo II: Aspectos teóricos
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 19
combustão dentro do reservatório, podendo gerar sérios problemas. Além disso, os métodos de
injeção de vapor fornecem maiores vazões de injeção de calor do que outros métodos térmicos.
Assim, o calor é cedido mais rapidamente ao reservatório.
A eficiência de deslocamento é aumentada pelo calor à proporção que mais óleo flui. As
saturações de óleo atrás das zonas de vapor, para o processo de injeção contínua, podem ser tão
baixas quanto 5% próximas do poço injetor, aumentando à medida que vai se aproximando do
poço produtor.
A água quente pode ser usada para transportar calor com variações mínimas nos
equipamentos em relação à injeção de água convencional. Esse método é aplicável em zonas
sensíveis à água doce ou em zonas de alta pressão, onde o vapor não pode ser empregado (Rosa,
et al. 2006).
2.4.4. Desvantagens
As perdas de calor, gerado na superfície a alto custo, são significativas nas linhas de
injeção, nos poços e na formação. Por causa disso, o calor não pode ser utilizado em reservatórios
profundos, de pequena espessura ou que tenham baixa permeabilidade.
O pessoal do campo deve estar bem treinado para operar o gerador para manter a sua
eficiência. Além disso, operações a altas temperaturas acarretam riscos de segurança adicionais,
podendo levar a conseqüências graves.
A falha na cimentação, em poços de completação convencional, é comum sob operações
térmicas. Os poços novos devem ser completados e equipados para operar em altas temperaturas,
não permitindo grandes perdas de calor. A produção de areia é comum em projetos térmicos. A
formação de emulsão é possível com alguns óleos durante a injeção de vapor.
Os caminhos preferenciais “Fingers” de vapor podem acontecer na parte superior da
formação, devido à maior mobilidade do gás no reservatório.
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo II: Aspectos teóricos
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 20
2.4.5. Considerações Econômicas
O investimento inicial em geradores de vapor é alto. O aluguel de unidades portáteis para
testar a resposta do reservatório ao método pode ser considerado para minimizar o risco.
A disponibilidade e o custo do combustível para aquecimento da água ou geração de
vapor são fatores importantes. Gás natural ou óleo, cada um tem vantagens e desvantagens.
Geradores alimentados a óleo podem converter cerca de 15 m
3
de água para vapor para cada m
3
de
óleo queimado. Portanto, ao menos 1 m
3
de óleo deve ser recuperado para cada 15 m
3
2.5. Análise econômica de reservatórios
de água
injetada como vapor (Rosa, et al. 2006).
Operações térmicas requerem uma maior atenção do pessoal de engenharia e de operação
para mantê-las eficientes. Para a estimulação cíclica, a otimização de programas de injeção requer
comparação das respostas anterior e atual de cada poço, o que significa que são necessários testes
freqüentes dos poços.
Óleos de alta viscosidade usualmente considerados para os projetos térmicos também são
os de menor preço. O resultado do alto investimento, alto custo de operação e menor preço do
óleo é um lucro relativamente baixo.
Projetos de sucesso geralmente usam instalações centralizadas para diminuir custos de
produção e de geração do vapor.
Uma das tarefas mais importante no processo de gerenciamento de reservatórios é a
integração das análises de reservatórios e econômica, tornando possível a tomada de decisão nas
várias etapas da vida de campos de petróleo.
A rentabilidade dos investimentos é dada pela taxa de juros que permite ao capital
fornecer certo retorno. Existem várias aplicações possíveis de capital, interessando apenas as
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo II: Aspectos teóricos
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 21
mais rentáveis, apesar de que, geralmente, apresentam maior risco. Ao se considerar uma nova
proposta de investimento, deve-se levar em conta que esta vai deslocar recursos disponíveis e,
portanto, deixará de obter ganhos de outras possíveis fontes. A nova proposta para ser atrativa
deve render, no mínimo, a taxa de juros requerida pelo investidor para comprar um projeto. Esta
taxa é denominada taxa mínima de atratividade (TMA). Convém salientar que os métodos de
comparação entre várias alternativas baseiam-se no princípio da equivalência, ou seja, supõe a
aplicação de uma TMA única para todos os projetos .
2.5.1. Principais indicadores de viabilidade econômica
Valor Presente Líquido (VPL): consiste em transportar para o tempo inicial
todos os custos e todas as receitas oriundas do projeto, ou seja, calcula-se o valor atual do
fluxo de caixa utilizando a taxa mínima de atratividade. Representa financeiramente qual
será o resultado do projeto caso o mesmo seja realizado. É um método bastante utilizado
na comparação entre projetos que se diferenciam pelos custos e pelas receitas.
(2.5)
Onde:
F
n
Índice de Lucratividade Líquida (ILL): o ILL é definido pela razão entre o
lucro líquido e a soma de todos os investimentos atualizados. O ILL representa quantas
unidades monetárias serão obtidas para cada unidade monetária investida.
= Fluxo de caixa do período (US$)
i = Taxa mínima de atratividade (%)
n = Período (anos)
(2.6)
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo II: Aspectos teóricos
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 22
Onde:
VPL = Valor Presente Líquido (US$)
CPL = Custo Presente Líquido (US$)
I
0
Taxa Interna de Retorno (TIR): é a taxa que, utilizada para rebater valores para
o tempo inicial, torna iguais os valores atuais dos dispêndios e das receitas. Em outras
palavras é a taxa de juros que anula o fluxo de caixa. Indica a atratividade do projeto
quando comparado com a taxa de outros projetos e com a taxa mínima de atratividade. É
interessante salientar que, quando se comparam dois ou mais projetos de investimentos,
nem sempre o que tem maior taxa de retorno é aquele que deve ser escolhido.
= Investimento Inicial (US$)
Tempo de retorno: é o tempo no qual o fluxo de caixa é zerado usando-se a taxa
mínima de atratividade, ou seja, o tempo em que ocorre o retorno do investimento. A
partir deste até o fim do projeto, o que se ganha é lucro para o investidor.
Esses indicadores são normalmente calculados baseados em previsões mensais (por
simuladores) ou anuais (métodos simplificados).
As decisões mais críticas são aquelas que devem ser tomadas na ausência de dados
suficientes para caracterizar o campo e, nesse caso, ferramentas mais complexas de análise
econômica e de risco devem ser utilizadas.
2.5.2. Cálculo simplificado dos custos e das receitas no processo de injeção de
vapor
Para um maior rigor no cálculo de VPL, foram considerados os seguintes custos inerentes
ao processo de injeção de vapor:
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo II: Aspectos teóricos
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 23
Custo de aquisição do gerador de vapor (C
o
Custo de produção do óleo
)
Custo de operação e manutenção do gerador de vapor
Custo de perfuração dos poços
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, os custos são dados:
Custo de Aquisição do gerador de vapor (C
a
):
(2.7)
Onde:
P
g
= Preço do gerador de vapor (US$)
V
inj
= Volume de vapor injetado (ton)
C
g
Custo de perfuração dos poços (C
= capacidade do gerador em (ton)
η = Eficiência do gerador
p
):
(2.8)
Onde:
P
perf
= Preço de perfuração de um poço em terra “onshore”
I
inj
= Influência do poço injetor na malha considerada
I
pro
= Influência do poço produtor na malha considerada
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo II: Aspectos teóricos
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 24
A influência do poço na malha significa a participação do poço na malha considerada. Por
exemplo, para um modelo de um quarto de “five spot”, tanto no poço injetor quanto no produtor,
a influência é de 0,25 pois o custo é dividido por quatro. Então a influência do poço na malha é
um critério de rateio utilizado para não supercustear a perfuração dos poços.
Custo Inicial (I
0
):
Custo de produção (C
(2.9)
pro
) :
(2.10)
Onde:
C
p/bbl
= Custo de produção do poço até o tanque por barril (US$/bbl)
V
pro/bbl
Custo de operação e manutenção (C
= Volume produzido em barris (bbl)
om
):
(2.11)
Onde:
C
om/t
= Custo de operação e manutenção por tonelada de vapor injetada (US$/ton)
Para o cálculo das receitas, deve-se ter a produção acumulada de óleo, calcular o volume
de óleo produzido anualmente (se o fluxo de caixa utilizado for anual) e a partir daí, faz-se o
cálculo das receitas (R) da seguinte forma:
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo II: Aspectos teóricos
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 25
(2.12)
Onde:
V
bbl
= Volume de óleo em condições padrões (bbl)
P
bbl
2.5.3. Incerteza e risco
= Preço do barril (US$/bbl)
Processos de tomada de decisão estão presentes no planejamento de qualquer atividade
pois, ao planejar, inevitavelmente defronta-se com várias alternativas e tem que se posicionar a
favor de uma ou mais alternativas em detrimento de outras – é a análise do custo de
oportunidade.
A todo o momento empresas, governos e organizações estão diante de alternativas e
decisões para serem tomadas em curto, médio ou longo prazo. É neste contexto que a questão do
planejamento se torna essencial e até imprescindível, pois resultados advindos de decisões “mal
planejadas” podem se configurar em sérios limitadores das metas estabelecidas, levando a
grandes prejuízos.
Quando se refere às tomadas de decisões, dois conceitos se tornam importantes: incerteza
e imprecisão. Incerteza na ocorrência de determinados resultados. Em verdade, não há um único
resultado para um dado problema e sim possíveis resultados, cada um deles com uma
determinada probabilidade de ocorrência. Diz-se que uma abordagem deste tipo é probabilística.
A esta probabilidade de ocorrência de um determinado evento, associa-se muitas das vezes outro
conceito também muito importante: risco.
Em termos práticos nunca há risco nulo pois, por mais sofisticado que seja o modelo, ele
continua sendo uma representação simplificada da realidade e portanto com incertezas
envolvidas.
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo II: Aspectos teóricos
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 26
Uma forma de se analisar o risco de um projeto, é através da relação risco-retorno. Essa
relação consiste no calculo estatístico do coeficiente de variação, de maneira que quanto menor o
coeficiente, menor o risco agregado ao projeto. O Coeficiente de Variação (CV) pode ser
calculado da seguinte forma:
(2.13)
Onde:
σ – Desvio Padrão
- Valor Presente Líquido Médio
2.6. Segregação gravitacional na injeção de vapor
Por muitos anos, a segregação gravitacional em estudos de reservatórios não foi bem
explicada, porque não era considerado adequadamente em procedimento de cálculo em
Engenharia de Reservatórios. Os resultados advindos de simulação de reservatórios forneceram a
capacidade para lidar com a gravidade, e tornou-se aparente que os efeitos da gravidade poderiam
afetar significativamente o desempenho do reservatório.
Sabe-se que a segregação gravitacional pode ocorrer em aproximadamente todos os casos
onde há injeção de fluidos leves, especialmente o vapor, e se não atento para esse fato, pode-se
ter perdas de até 50% do volume de óleo final esperado, em casos extremos (Spivak, 1974). A
diferença na densidade entre o fluido do reservatório e o fluido injetado causa a segregação deles,
fazendo com que o vapor migre para a parte de cima da formação, resultando num avanço não-
uniforme da frente de vapor. Isso faz com que a eficiência de varrido não seja a esperada, se não
considerarmos esse efeito.
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo II: Aspectos teóricos
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 27
2.6.1. Parâmetros que influenciam na segregação gravitacional
Parâmetros relativos à rocha-reservatório e operacionais contribuem para um maior ou
menor grau dessa segregação, sendo que os operacionais podem ser alterados para reduzir esse
efeito, melhorando assim a recuperação final.
2.6.1.1. Parâmetros da rocha-reservatório que influenciam na segregação
gravitacional
Permeabilidade absoluta: A segregação gravitacional aumenta com o aumento
da permeabilidade absoluta.
Permeabilidade relativa ao gás (Krg) : A segregação gravitacional aumenta com
o aumento da permeabilidade relativa ao gás.
Um exemplo, na prática, ocorreu em Cold Lake, EUA, para um óleo de 100000 cP, a
saturação de óleo na parte superior da formação foi menor que 1%, e a completa segregação
ocorreu em 2 anos, inicialmente com saturação de gás nula. Por outro lado, se o reservatório
apresentar uma saturação de gás de 10% no topo do reservatório, a completa segregação do vapor
ocorre em cerca de 1 ano. A capa de gás favorece a segregação gravitacional devido ao maior
Krg, fazendo com que a completa segregação ocorra em menos tempo.
Viscosidade do óleo: A segregação gravitacional aumenta com o aumento da
viscosidade do óleo.
Densidade: A segregação gravitacional aumenta com o aumento de diferença de
densidade.
Razão de mobilidade: A segregação gravitacional aumenta com o aumento da
razão de mobilidade, sendo a mobilidade relacionada com a viscosidade do fluido.
Espessura: Assim como vazão de injeção, intervalo de completação entre outros,
a espessura do reservatório influencia na perda de calor sendo que, quando mais espesso o
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo II: Aspectos teóricos
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 28
reservatório, menor a perda de calor. Alguns autores afirmam que independente da
espessura, a segregação gravitacional é a mesma.
Farouq Ali (1995) mostrou que a recuperação de óleo é independente da espessura da
formação, quando plotado contra o calor líquido injetado. Outra conclusão importante de seus
estudos foi que quanto menos espessa a formação maior a perda de calor para formações
adjacentes.
Tipo de reservatório: Em reservatórios heterogêneos, ou seja, com camadas de
permeabilidades variadas, podem influenciar no tempo de segregação do vapor. Pode ser
criada a chamada zona de vapor secundária que são formações de outras zonas de vapor
devido a camadas de baixa permeabilidade no reservatório, impedindo que a segregação
ocorra imediatamente.
Um exemplo prático ocorreu em Yorba Linda – Califórnia (Farouq Ali, 1995), onde a
presença de uma camada de areia argilosa numa camada intermediária do reservatório, ocasionou
a formação de uma zona vapor de secundária e com isso retardou a completa segregação.
2.6.1.2. Parâmetros operacionais que influenciam na segregação gravitacional
Vazão: A segregação gravitacional diminui com o aumento da vazão.
A vazão junto com a heterogeneidade são os fatores que mais influenciam na segregação
gravitacional. O aumento de vazão faz com que aumente a distância do ponto de completa
segregação, aumentando assim a eficiência de varrido. Vale lembrar que normalmente se tem
limitação de pressão e vazão de injeção e com isso, deve-se elaborar a melhor estratégia de
injeção possível para reduzir o efeito da segregação.
Distância entre os poços: Quanto maior a distância entre os poços, maior a
segregação e a formação da “override”. Vale destacar a eficiência de varrido é menor. É
importante ressaltar também que, para pequenas distâncias entre poços, têm-se
normalmente projetos mais onerosos.
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo II: Aspectos teóricos
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 29
Qualidade do vapor: A qualidade do vapor afeta na segregação, pois nem sempre
é necessário injetar um vapor superaquecido, pois possibilita a irrupção de vapor no poço
produtor (breakthough) mais rapidamente. Às vezes pode ser eficiente injetar um vapor de
qualidade menor, economicamente mais viável, apresentando melhores resultados.
Intervalo de completação: O intervalo de completação tem que ser bem
escolhido para não aumentar a segregação. É necessário encontrar um intervalo ótimo
para reduzi-la.
2.6.2. Grau de segregação
Para quantificar a influência dos parâmetros do fluido, da rocha reservatório e
operacionais que influenciam na segregação gravitacional, Spivak (1974), criou um número
adimensional que mede percentualmente o grau de segregação. A equação descrita por ele mostra
que o grau de segregação está relacionado com a recuperação de óleo na irrupção do gás no poço
produtor “breakthrough”. A equação é dada por:
(2.14)
Onde:
(Rbt) nogravity – Recuperação de óleo no “breakthrough” em 2D.
(Rbt) gravity – Recuperação no “breakthrough” em 3D.
2.6.3. Números adimensionais na segregação gravitacional
Com o passar dos anos, Stone (1982) agrupou alguns desses parâmetros e analisou a
recuperação de óleo em função desses dois grupos adimensionais. Foi considerado um
reservatório no regime de fluxo permanente, fluxo gás-líquido horizontal num meio poroso
homogêneo. Seus parâmetros criados foram:
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo II: Aspectos teóricos
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 30
Razão viscosidade-gravidade (VGR)
(2.14)
Onde:
q
t
= vazão de injeção
∆ρ = diferença de densidade entre o fluido deslocado e o injetado
K
v
=
w
rw
K
µ
= Permeabilidade Vertical
a = área requerida para a completa segregação
mobilidade da água
=
g
rg
K
µ
mobilidade do gás
Razão Comprimento-altura (LHR)
(2.15)
Onde:
L = Comprimento do reservatório
H = Altura do reservatório
Stone mostrou que a recuperação é uma função da razão gravidade-viscosidade (VGR)
onde estas são diretamente proporcionais. Seus estudos também mostraram que a recuperação é
insensível à razão comprimento-altura se o adimensional VGR é constante.
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo II: Aspectos teóricos
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 31
2.6.4. Segregação gravitacional em reservatórios homogêneos
A segregação gravitacional na injeção de gás e água (WAG) reduz a varredura do gás e,
conseqüentemente, a recuperação do óleo. Um modelo útil para o estudo da segregação
gravitacional é o de Stone (1982) e Jenkins (1984) para o regime de fluxo permanente gás-água
em um meio poroso homogêneo. Stone e Jenkins discutem que, embora no campo gás e água são
geralmente injetados alternadamente, sobre distâncias suficientemente longas e tempos
suficientemente longos, o processo se aproxima da co-injeção constante dos dois líquidos. O
modelo criado por eles apresentam as seguintes suposições:
(1) Homogêneo, embora possivelmente anisotrópico (Kv diferente de Kh);
(2) O reservatório é retangular ou cilíndrico com um limite exterior aberto. O poço de injeção é
completado sobre o intervalo vertical inteiro. O reservatório é confinado por limites selados
acima e abaixo;
(3) O sistema está no estado de fluxo permanente, com injeção permanente de fluidos na taxa
volumétrica Q. Isto implica que todo o óleo restante na região de interesse é de saturação residual
e imóvel;
Stone e Jenkins então adicionaram as suposições padrão do fluxo fracionário à teoria
multifásica imiscível:
(4) Fases Incompressíveis. Nenhuma transferência de massa entre fases;
(5) Ausência de processos dispersivos, incluindo o fingering, e insignificantes gradientes de
pressão capilar;
(6) Mobilidade Newtoniana de todas as fases;
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo II: Aspectos teóricos
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 32
(7) Alcance imediato do regime de fluxo permanente na mobilidade local, que depende somente
das saturações local;
(8) O reservatório compreende três regiões de saturação uniforme, com limites definidos entre
eles, como ilustrado na Figura 2.3;
Figura 2. 3. Esquema de três zonas uniformes no modelo de Stone e Jenkins
(fonte: modificado de Rossen e Van Dujin, 2004)
O reservatório compreende três regiões de saturações uniformes, com limites definidos
entre eles:
(a) A zona “override” com somente fluxo de gás
(b) A zona “underride” com somente fluxo de água
(c) Uma zona mista com ambos os fluxo de gás e água
A Figura 2.4 mostra a segregação gravitacional em elementos finitos Shan (2001). A
escala de cinza indica saturação de água. Para o branco tem-se a zona override onde prevalece a
saturação de gás, cinza uma zona mista onde água e gás encontram-se juntos e na área preta a
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo II: Aspectos teóricos
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 33
zona underride onde prevalece a saturação de água. Nota-se que a completa segregação ocorre em
L
g
= 0,5L onde L
g
é a distância de completa segregação.
Figura 2. 4 Segregação gravitacional em diferenças finitas
(fonte: Rossen e Van Dujin, 2004)
2.6.4.1. Distância percorrida pela mistura gás-água antes da completa segregação
Equações importantes foram obtidas dos estudos de Shi e Rossen (1998) para o cálculo da
distância horizontal antes da completa segregação (reservatório retangular):
(2.16)
ou,
(2.17)
Onde:
Q – é a vazão volumétrica total de gás e água
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo II: Aspectos teóricos
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 34
K - permeabilidade
ρ
w
e ρ
g
m
rt
λ
-densidades da água e do vapor
W – Espessura do reservatório retangular perpendicular ao fluxo
= mobilidade relativa total na zona mista
H – altura do reservatório
L – Comprimento do reservatório
Cálculo da distância horizontal do ponto antes da completa segregação (reservatório
cilíndrico):
(2.18)
Onde:
Rg = Raio onde ocorre a completa segregação
2.6.4.2. Velocidade de segregação
A velocidade de segregação é dada por:
(2.19)
Onde:
f
g
2.6.4.3. Volume varrido pelo gás
= fração do fluido injetado que é gás.
O volume varrido pelo gás é dado por:
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo II: Aspectos teóricos
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 35
(2.20)
Onde:
= Porosidade
Para se obter uma melhor eficiência de varrido, reduzindo assim a segregação
gravitacional, deve-se aumentar a zona mista, aumentando assim Lg. Pela equação, apesar de
existir outros parâmetros operacionais que influenciam na segregação gravitacional, o único que
contribui para um aumento diretamente proporcional da zona mista é a vazão Q. Então
analisaremos quatro estratégias de injeção para reduzir o efeito da segregação.
2.6.5. Estratégias de injeção para reduzir o efeito da segregação
Para reduzir o efeito da segregação e aumentar a recuperação final de óleo, uma das mais
eficientes soluções é trabalhar com a vazão de injeção. Aumentar a vazão em si, reduz o efeito da
segregação mas exige bombas mais potentes tornando os projetos mais onerosos. Então, torna-se
importante ter uma boa estratégia de injeção, para trabalhar com uma determinada vazão de
projeto e obter o melhor resultado possível. Rossen e Van Dujin (2006) apresentaram quatro
soluções distintas:
Injeção de gás e água, com vazão de injeção fixa, sobre todo intervalo de injeção.
Injeção de gás e água, com vazão de injeção fixa, sobre uma porção do intervalo
de injeção, ou seja, injeção de vapor e água no mesmo intervalo.
Simultaneamente, injeção separada no intervalo inteiro, sendo a água na porção do
topo e o gás na parte de baixo.
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo II: Aspectos teóricos
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 36
Injeção separada de água e gás em porções do intervalo de injeção, uma extensão
do caso acima.
A Figura 2.6 ilustra as quatro diferentes estratégias de injeção de gás e água, onde as
simulações realizadas mostraram que injetar gás no fundo e água no topo simultaneamente
apresentou um melhor resultado para reduzir a segregação.
Figura 2. 5 Esquemas de estratégias de Injeção
(fonte: modificado de Rossen et al., 2006)
2.6.6. Segregação gravitacional em reservatórios heterogêneos
Reservatórios heterogêneos ainda são uma incógnita para a determinação da recuperação
final e devido à sua complexidade de estudo, não se tem resultados definitivos a respeito do
assunto. Stone (1982) realizou estudos para analisar a segregação gravitacional em reservatórios
heterogêneos. Para isso realizou simulações numéricas, onde foi modelado um reservatório de
duas camadas sendo uma de alta permeabilidade e outra de baixa permeabilidade de iguais
espessuras. Trabalhou com duas hipóteses distintas no sentido da posição da camada e comparou
os resultados com o obtido do reservatório homogêneo de alta permeabilidade. Percebeu que,
quando a camada de baixa permeabilidade estava do meio para o topo, o resultado foi benéfico no
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo II: Aspectos teóricos
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 37
sentido de retardar o tempo e a distância de completa segregação. Quando a camada de baixa
permeabilidade ficou do meio para a base do reservatório, mostrou que a recuperação final é
menor pois a segregação ocorre mais rapidamente como mostra a Figura 2.5.
Figura 2.6 Fator de recuperação para o modelo homogêneo e os heterogêneos
(fonte: Stone, 1982).
Foi feito o estudo com injeção de WAG, onde foi observado o comportamento do Fator de
Recuperação em relação ao aumento do volume poroso injetado (VPI). Percebe-se que para VPI
0,33 não ocorreu diferença alguma no Fator de Recuperação entre os modelos. À medida que se
aumenta o volume injetado, começam a aparecer diferenças nos resultados e, para um VPI de
0,67, os três modelos já apresentam Fatores de Recuperação diferentes .
2.7. 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
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo II: Aspectos teóricos
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 38
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 (2
2
=4, 2
3
=8, 2
4
=16, 2
5
=32,
2
6
=64,...,2
k
2.7.1. Diagrama de pareto
).
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 e superfícies de contorno.
O programa computacional que será utilizado na análise dos efeitos principais e suas
interações será o STATISTICA 6.0 que permite fazer cálculos estatísticos, gráficos, e
procedimentos para manipular experimentos como o intuito de analisar dados e respostas obtidas
de diferentes sistemas, inclusive de aplicação em Engenharia.
A sensibilidade dos parâmetros estudados sobre a resposta de interesse é examinada
através do diagrama de Pareto. A utilização dessa ferramenta permite indicar quais os parâmetros
e interações têm influências significativas sobre cada variável resposta considerada.
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo II: Aspectos teóricos
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 39
2.7.2. Superfícies de resposta e curvas de nível
Para analisar os parâmetros ou fatores envolvidos no processo foi utilizada a metodologia
de superfícies de resposta (ou RSM, de Response Surface Methodology) é uma técnica de
otimização baseada em planejamentos fatoriais, introduzida por G. E. P. Box na década de 50, e
que desde então tem sido usada com grande sucesso na modelagem de diversos processos
industriais e em pesquisas acadêmicas.
A metodologia de superfícies de resposta é constituída de duas etapas: modelagem e
deslocamento. Essas etapas são repetidas tantas vezes quantas forem necessárias, com o objetivo
de atingir uma região ótima (máxima ou mínima) da superfície investigada. A modelagem
normalmente é realizada ajustando-se modelos simples, que podem ser lineares ou quadráticos, a
respostas obtidas a partir de planejamentos fatoriais. O deslocamento se dá sempre ao longo do
caminho de máxima inclinação de um determinado modelo, que é a trajetória na qual a resposta
varia de forma mais pronunciada.
As curvas de nível consistem nos contornos da superfície de resposta no plano.
CAPÍTULO III:
Estado da Arte
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo III: Estado da arte
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 41
3. Estado da arte
A segregação gravitacional durante a injeção de fluidos no reservatório foi percebida
desde a década de 70 e, a princípio, sabia-se que afetava de forma prejudicial o reservatório, de
tal maneira que, devido a esse efeito, havia uma redução de 20 a 50% da recuperação de óleo
esperada. A partir do ano 2000, deu-se uma maior atenção à segregação gravitacional, onde
foram feitas simulações numéricas para analisar o comportamento da segregação gravitacional
durante a injeção de fluidos, de forma a vislumbrar soluções operacionais para reluzi-la,
aumentando assim a eficiência de varrido no reservatório.
Spivak, A., 1974 – Estudou a segregação gravitacional dos fluidos injetados em duas fases, no
processo de deslocamento de recuperação secundária. Simulações de reservatório foram
utilizadas para investigar os fatores que influenciam a segregação gravitacional e a magnitude dos
efeitos gravitacionais para a injeção de gás. Criou um índice que mede o grau de segregação para
uma dada condição de reservatório.
Stone, H. L., 1982 – Estudou a injeção de WAG e concluiu a recuperação de óleo é uma função
da razão viscosidade-gravidade (VGR) onde esta razão é proporcional à vazão de injeção do
fluido por poço dividido pelo espaçamento entre poços. Outra conclusão importante é que a
recuperação de óleo é insensível à razão comprimento-altura se o adimensional VGR é mantido
constante. Obteve uma solução para a segregação gravitacional para um reservatório com
geometria cilíndrica ou retangular mas com algumas restrições. Destacou também que
reservatórios heterogêneos ainda são incógnitos para a determinação da recuperação final.
Jenkins, M. K., 1984 – Criou um método simples para estimar a recuperação. O modelo é
baseado em muitas aproximações que são necessárias para chegar à solução de forma fechada.
São ignorados: pressão capilar, distribuição de saturações não-uniformes e difusão e dispersão
física. Incluindo estes efeitos, pode tender a aumentar a recuperação sobre a que foi calculada
pelo modelo. Outros efeitos como fingers na direção vertical, dentro da zona mista, podem levar
a uma baixa recuperação predita no modelo. Comparando o resultado analítico com o resultado
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo III: Estado da arte
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 42
do simulador, mostrou-se uma boa concordância quando o fluido injetado e o óleo in place não
possuem grande diferença de densidade e viscosidade.
Neuman, C. H., 1985 - Apresentou equações que expressam o comportamento da segregação
gravitacional permitindo estimar o crescimento da zona de vapor, deslocamento do óleo e as
conseqüências da redução do calor injetado. A espessura e a extensão areal da zona de vapor
dependem das propriedades térmicas do reservatório, que são raramente conhecidas, e são
influenciadas por lentes de argila que interrompem a formação imediata da “gravity override”.
Kumar, M., Hong, K. C., 1992 – Estudaram os efeitos da segregação gravitacional no poço
durante a injeção de vapor e concluíram que a massa de vapor não é uniforme sobre o intervalo
de injeção devido à segregação, e são mais importantes para reservatórios de alta permeabilidade.
A influência da qualidade do vapor e a vazão de injeção são menos importantes que a
permeabilidade para a segregação. Outra conclusão retirada de seus estudos é que o efeito da
segregação no poço é maior para um reservatório de óleo pesado e de alta permeabilidade e,
vazão de injeção e a qualidade do vapor, são menos importantes para esse tipo de reservatório do
que para um de óleo leve.
Rossen, W. R., Van Duijn, C. J., 2004 – Estudaram o modelo de Stone e Jenkins para a
segregação gravitacional na injeção de WAG em regime permanente, fluxo horizontal gás-líquido
em meios porosos homogêneos, e viram que, apesar de não ter uma fundamentação teórica, o
modelo é muito útil e aparentemente geral. Mostrou também, através de simulação numérica, a
formação de três zonas distintas de saturações uniformes dentro do reservatório consistindo de
uma zona mista, onde apresenta o fluxo de gás e água, a zona “override” onde há somente fluxo
de gás e a zona “underride” onde há apenas fluxo de água.
Rossen, W. R., Van Duijn,C. J., 2006 – Realizaram um estudo que mostra quatro diferentes
estratégias de injeção de gás e água, onde tentaram encontrar a que mais reduz o efeito de
segregação gravitacional. Demonstraram através de simulação numérica que a melhor maneira
encontrada foi a de injetar gás e água, simultaneamente, em diferentes pontos dos poços sendo
que o gás é injetado na parte inferior do reservatório e a água é injetada no topo. Com isso, o
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo III: Estado da arte
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 43
ponto horizontal de completa segregação aumenta e, em casos extremos, pode-se ter uma
eficiência de varrido duas vezes maior.
Rossen, W. R., 2007 – Chegou a novas conclusões para a injeção de água no topo do reservatório
e gás na base. Uma conclusão importante foi que para uma mesma vazão volumétrica de injeção,
o volume varrido do reservatório é sensivelmente o mesmo em fluxo radial e linear, e para um
poço vertical ou horizontal. Também destacou uma equação que calcula o volume do reservatório
varrido pelo gás na zona mista onde não ocorreu a completa segregação.
Os recentes estudos da segregação gravitacional na injeção de fluidos leves, como gás e
vapor, são muito animadores já que visam aumentar a eficiência de recuperação de óleos pesados,
aumentando o varrido vertical, a vazão de óleo e a produção acumulada de óleo, reduzindo assim
o fenômeno da segregação.
Neste trabalho será analisada a segregação gravitacional em modelos de reservatórios
homogêneos e heterogêneos semi-sintéticos, porém com dados que podem ser extrapolados para
situações de aplicações práticas na Bacia Potiguar.
Serão feitas análises de viabilidade técnica-econômica a partir dos resultados obtidos na
simulação numérica, integração essa pouco explorada em estudos anteriores.
CAPÍTULO IV:
Materiais e métodos
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo IV: Materiais e métodos
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 45
4. Modelagem do processo
Neste capítulo serão abordados assuntos correspondentes à simulação de reservatórios e
as características da rocha-reservatório, dos fluidos e operacionais do modelo proposto.
Para a realização das simulações, foi utilizado o programa STARS – (Steam, Thermal,
and Advanced Processes Reservoir Simulator) do grupo CMG – Computer Modelling Group –
versão 2007.11. Este programa é um simulador trifásico de múltiplos componentes que foi
desenvolvido com a finalidade de simular os métodos térmicos de recuperação 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.
Os sistemas de malha podem ser cartesianos, cilíndricos ou de profundidade e espessura
variáveis, além de possibilitar configurações bidimensionais ou tridimensionais para qualquer
sistema de malha.
Os parâmetros que são necessários na entrada de dados do simulador “STARS” são: a
configuração da malha do reservatório modelo, as propriedades da rocha, do reservatório e do
fluido, além das condições operacionais de produção.
4.1. Modelo físico
O modelo físico adotado consiste em um modelo tridimensional, de malha cartesiana pois
se trata de um reservatório retangular. A Figura 4.1 mostra o reservatório em 3 dimensões,
mostrando o refinamento da malha no topo do reservatório.
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo IV: Materiais e métodos
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 46
Figura 4. 1. Modelo base em 3 dimensões
Um maior refinamento foi feito no topo, para acompanhar a propagação do gás no topo do
reservatório. O modelo base apresenta uma capa de gás de 2 m, além de uma zona de água de
6 m.
As características de simulação adotadas para o modelo base são apresentadas a seguir:
Injeção em malha: “Five spot” invertido;
Modelo utilizado na simulação: 1/4 “five spot”;
Número de blocos: 9375 blocos;
Comprimento = Largura: 25 blocos de 4m cada – 100 m;
Área do reservatório: 10000 m²;
Espessura: 4 camadas – 0.5 m ; 2 camadas - 1.0 m ; 1 camada - 2.0 m ; 4 camadas
- 2.5 m ; 4 camadas - 3.0 m = 28m;
Área transversal do reservatório: 2800 m².
4.1.1. Características da rocha-reservatório do modelo base
Profundidade do reservatório: 200 m;
Condutividade Térmica da Água: 0,2 J/m-s-K;
Condutividade Térmica do Óleo: 0,04 J/m-s-K;
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo IV: Materiais e métodos
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 47
Condutividade Térmica do Gás: 0,6 J/m-s-K;
Compressibilidade Efetiva da Rocha: 4,4.10
-7
Capacidade Calorífica da Rocha: 66465 J/m³-K;
1/Pa;
Condutividade Térmica da Rocha: 1,7 J/m-s-K.
Comprimento: 100 m;
Largura: 100 m;
Espessura: 28 m;
Temperatura inicial: 310,8 K;
Saturação inicial de óleo: 0,72;
Saturação inicial de água: 0,28;
Volume de Óleo Original: 39207 m³std;
Permeabilidade Horizontal: 1000 mD;
Relação K
v
/K
h
Porosidade: 28%;
: 0,2;
4.1.2. Características operacionais do modelo base
Distância entre poços: 140 m;
Temperatura de Injeção: 550 K;
Pressão máxima no poço injetor: 7198 KPa;
Pressão mínima no poço produtor: 196,5 KPa;
Vazão de Injeção: 25 t/dia;
Título do Vapor: 0,50;
Intervalo de completação: Tanto no poço injetor quanto no produtor, foram
perfurados em toda zona de óleo (da 5º a 12º camada);
Tempo de projeto: 15 anos.
O poço trabalhará na pressão mínima de fundo de poço (pwf) de 196.501 Pa, pois a vazão
máxima de líquido não ultrapassou em nenhum período de projeto a vazão de produção máxima
adotada de 150 m³ std/dia, como se observa na Figura 4.2.
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo IV: Materiais e métodos
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 48
Figura 4. 2. Gráfico vazão de líquido versus tempo
4.2. Viscosidade do óleo
A curva de viscosidade do óleo utilizada para o modelo base foi a de 1000 cP a 37,8ºC,
sendo que nas simulações foram analisadas outras curvas de viscosidade (300 cP e 3000 cP), para
verificar a influência da viscosidade na segregação gravitacional. A Figura 4.3 apresenta o
gráfico das curvas de viscosidade em função da temperatura.
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo IV: Materiais e métodos
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 49
Figura 4. 3. Gráfico Viscosidade versus Temperatura, Barillas (2005)
4.3. Permeabilidades relativas
Para facilitar a ocorrência do fenômeno da segregação gravitacional, o modelo base
possui uma capa de gás, aumentando assim a permeabilidade relativa ao gás (Krg). A Figura 4.4
mostra as curvas de permeabilidade relativa para o sistema óleo-água (permeabilidade relativa
óleo-água - krow e permeabilidade relativa à água - krw) e a Figura 4.5 para o sistema óleo-gás
(permeabilidade relativa ao gás - krg e permeabilidade relativa óleo-gás - krog), curvas essas
utilizadas como parâmetros de entrada do simulador.
As curvas de permeabilidade relativa são parâmetros que influenciam na segregação mas
resolveu-se deixá-las fixas, mantendo características semelhantes aos dos reservatórios da Bacia
Potiguar.
1
10
100
1000
10000
100000
1000000
250 300 350 400 450 500 550 600 650
Viscosidade do óleo (cP)
Temperatura (K)
300 cP@37,8 ºC
1000 cP@37,8 ºC
3000 cP@37,8 ºC
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo IV: Materiais e métodos
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 50
Figura 4. 4. Gráfico permeabilidades relativas versus S
w
Figura 4. 5. Gráfico permeabilidades relativas versus S
l
0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1
Krow, Krw
Saturação de água (Sw)
Krw
Krow
0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1
Krg, Krog
Saturação de líquido (Sl)
Krg
Krog
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo IV: Materiais e métodos
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 51
4.4. Metodologia de trabalho
Inicialmente realizou-se uma simulação para observar como o vapor atua durante o
processo de injeção de vapor no reservatório. Ao passar os 15 anos de projeto, observou-se uma
grande saturação de óleo na parte inferior do reservatório, próximo ao poço produtor. Isso se
explica devido à segregação gravitacional do vapor, que faz com que o vapor não atinja essa área,
fazendo com que não haja o aquecimento necessário da região, para o óleo reduzir sua
viscosidade. A Figura 4.6 mostra um mapa de saturação de óleo após 15 anos de produção.
Figura 4. 6. Mapa de saturação de óleo – modelo base
A Figura 4.7 mostra o perfil de temperatura, onde é visível um menor aquecimento na
base do reservatório, próximo ao poço produtor.
Figura 4. 7. Perfil de temperatura (ºF) - modelo base
23-28%
24 -28 %
40 – 50 %
18 – 21 %
25 – 50 %
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo IV: Materiais e métodos
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 52
A diferença de densidade entre os fluidos faz com que o vapor migre para o topo do
reservatório, fazendo que haja uma excelente varredura do óleo no topo e na região próxima ao
poço injetor. À medida que vai se afastando do poço injetor, perde-se eficiência e vai diminuindo
a eficiência de varrido.
4.4.1. Análise de sensibilidade
Identificado o fenômeno da segregação, resolveu-se analisar que parâmetros da rocha-
reservatório influenciam para uma maior ou menor segregação. Os intervalos escolhidos para a
análise dos parâmetros da rocha-reservatório são mostrados na Tabela 4.1.
Tabela 4. 1. Intervalos estudados dos parâmetros da rocha-reservatório
Analisando os resultados encontrados nos parâmetros da rocha-reservatório, escolheu-se o
modelo que apresentava maior segregação gravitacional para analisar a influência dos parâmetros
operacionais e fazer uma otimização destes parâmetros para reduzir a segregação, aumentando
assim o fator de recuperação. Os intervalos dos parâmetros operacionais adotados são exibidos na
Tabela 4.2.
Parâmetros
Intervalo
Base
Permeabilidade horizontal (K
h
500
) - mD
2000
1000
Porosidade (Ø) - %
20
30
28
Viscosidade do óleo (μ
o
300
) - cP
3000
1000
Espessura da zona de óleo - m
10
40
20
Capa de Gás - m
1
6
2
Relação entre as permeabilidades vertical e horizontal (Kv/Kh) - m
0,05
0,2
0,10
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo IV: Materiais e métodos
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 53
Tabela 4. 2. Intervalos estudados dos parâmetros operacionais
Parâmetros
Intervalo
Base
Vazão (Q) - t/dia
25
37.5
50
25
Intervalo de Completação
B-C
B-B
C-B
T-T
Distância entre poços (D) - m
70
100
140
140
No intervalo de completação, a letra correspondente à direita, significa o intervalo
completado na zona de óleo do poço injetor. Já o da esquerda, o intervalo do poço produtor. A
nomenclatura abaixo exibe o significado das letras:
B - Injetar, produzir na base da zona de óleo;
C - Injetar, produzir no topo da zona de óleo;
T – Injetar, produzir em todo intervalo da zona de óleo.
A Figura 4.8 mostra os esquemas de injeção, onde estes valem tanto para o poço injetor
quanto para o produtor.
Figura 4. 8. Esquemas de injeção de vapor
Foram buscadas soluções operacionais para reduzir o fenômeno com o menor custo
possível, retornando um maior Fator de Recuperação.
A análise da influência dos parâmetros da rocha-reservatório e a otimização foram
realizadas com ajuda do programa STATISTICA 6.0, onde as variáveis independentes e
dependentes são dados de entrada, e o programa apresenta Diagramas de Pareto e Superfícies de
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo IV: Materiais e métodos
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 54
Resposta, mostrando ao usuário de forma clara, as variáveis que influenciam no processo e em
que cenários obtém-se melhores resultados para a variável estudada.
4.4.2. Análise de viabilidade técnica-econômica
De acordo com a otimização alcançada dos parâmetros operacionais, foi escolhido um
modelo considerado ótimo para fazer uma análise técnico-econômica comparativa entre este e o
modelo que apresentou melhor resultado para a distância entre poços de 140 m, para saber em
qual modelo as mudanças operacionais propostas podem ser mais rentáveis.
Os custos considerados no projeto foram:
Custo médio de perfuração de poço onshore;
Custo anual de produção;
Custo de aquisição do gerador de vapor;
Custo anual de operação e manutenção do gerador;
Para análise, foram considerados três cenários distintos (otimista, realista e pessimista)
com diferentes preços do óleo para se calcular um Valor Presente Líquido (VPL) médio. A
Tabela 4.3 mostra os preços do barril considerados para cada cenário.
Tabela 4. 3. Cotação do barril para cada cenário
Cenário
Cotação do barril de petróleo (US$)
Otimista (O)
100,00
Realista (R)
70,00
Pessimista (P)
50,00
A análise realizada foi simplificada pois considera alguns dados fixos durante todo tempo
de projeto como o preço do óleo, custo de produção, custo de operação e manutenção onde são
dados que foram utilizados com valores atuais. Como esses dados são de mercado, resolveu-se
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo IV: Materiais e métodos
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 55
não fazer projeções. A taxa utilizada para o cálculo do VPL foi de 15 % a.a., valor dentro de uma
faixa utiliza pelas empresas petrolíferas que gira em torno de 10 a 20 % a.a.
A Tabela 4.4 apresenta um quadro resumo dos valores considerados para a análise
técnico-econômica.
Tabela 4. 4. Dados considerados para a análise de viabilidade técnica-econômica
Dados
Valor
Preço de gerador (US$)
1.200.000,00
Custo de produção (US$/bbl)
23,16
Operação e manutenção (US$/dia)
10.000,00
Capacidade do gerador (t/dia)
500
Eficiência (%)
90
Vazão injetada (t/dia)
450
Preço do óleo (US$/bbl)
50,70,100
Tempo de Projeto (anos)
15
TMA (% a.a.)
15
Custo de Perfuração (US$/poço)
400.000,00
Alguns dados utilizados para a análise técnica-econômica foram obtidos através do
trabalho realizado por Farouq Ali (2003), onde foi feita uma correção monetária para o custo de
operação e manutenção do gerador de vapor. Outro dado adquirido pela mesma fonte foi a
capacidade do gerador. O custo de produção considerado é o fornecido pelo site da Petrobrás,
onde atualiza trimestralmente esse dado. Para essa análise foi considerado o valor do 4º trimestre
de 2007.
O custo de perfuração adotado para um poço em terra foi de R$400.000,00, estimado para
poços de até 2000 m de profundidade característicos da Bacia Potiguar.
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo IV: Materiais e métodos
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 56
4.4.3. Análise de reservatórios heterogêneos
Também foi estudada a segregação gravitacional para reservatórios heterogêneos, onde
foi utilizado um modelo que apresentou a segregação gravitacional em grandes proporções, ou
seja, o vapor não atuou em grande parte do reservatório. Analisou-se o comportamento do
reservatório com a presença de uma rocha de baixa permeabilidade e porosidade, apresentando a
mesma espessura (14 m) para três diferentes casos, onde se variou a posição da barreira na zona
de óleo, podendo estar na base, no centro ou no topo.
As Figuras 4.9, 4.10 e 4.11 mostram a localização das heterogeneidades (barreiras), sendo
que essas barreiras localizam-se apenas na zona de óleo, não possuindo nenhuma parte de sua
estrutura na zona de água, nem na capa de gás.
Figura 4. 9. Heterogeneidade na base da zona de óleo - Permeabilidade Horizontal (mD)
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo IV: Materiais e métodos
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 57
Figura 4. 10. Heterogeneidade no centro da zona de óleo – Permeabilidade Horizontal (mD)
Figura 4.11. Heterogeneidade no topo da zona de óleo - Permeabilidade Horizontal (mD)
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo IV: Materiais e métodos
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 58
A partir dessas configurações, analisou-se a segregação gravitacional das condições mais
críticas, observando a propagação do gás para esses tipos de reservatório, mostrando se a
presença da heterogeneidade é benéfica ou maléfica em relação ao fator de recuperação de óleo.
Estudaram-se também soluções operacionais para aumentar o Fator de Recuperação para
reservatórios heterogêneos.
4.5. Descrição do estudo
A metodologia de trabalho consistiu em analisar a sensibilidade dos parâmetros da rocha-
reservatório, para ver quais deles influenciam no processo, sendo possível determinar que tipos
de reservatórios podem apresentar o fenômeno e com que intensidade. Essa análise é feita através
da observação da saturação de gás no reservatório, podendo ser visto em que casos ele é mais
crítico e apresenta menor varrido.
Adotado um modelo de reservatório que apresenta a segregação gravitacional com grande
intensidade, buscou-se otimizar o processo através de soluções operacionais, reduzindo assim o
efeito e, conseqüentemente, aumentando o fator de recuperação do óleo.
Encontrado o modelo otimizado, foi realizada uma análise técnica-econômica
simplificada para verificar se as soluções operacionais apresentadas são mais viáveis
economicamente (se o volume de óleo acrescido com a otimização compensa o aumento dos
custos) em relação ao modelo base.
Como tópico final, foi feito um estudo sobre a segregação gravitacional em reservatórios
heterogêneos, para ver como o vapor se comporta no reservatório com a presença de uma camada
de baixa permeabilidade e porosidade .
CAPÍTULO V:
Resultados e discussões
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo V: Resultados e discussões
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 60
5. Resultados e discussões
Neste capítulo são apresentados os resultados e discussões referentes à influência dos
parâmetros da rocha-reservatório que contribuem para uma maior ou menor segregação
gravitacional. A partir dos resultados, foi utilizado o modelo que apresentou a segregação com
maior intensidade para a análise dos parâmetros operacionais a fim de reduzir o fenômeno,
buscando um aumento na produção acumulada de óleo.
As simulações referentes aos parâmetros operacionais mostraram um modelo ótimo que
indicou a melhor forma de atuar operacionalmente para este reservatório. Para mostrar uma maior
rentabilidade do modelo adotado, foi realizada uma análise de viabilidade técnica-econômica
comparando o modelo base encontrado nas simulações dos parâmetros de reservatório, com o
modelo otimizado nas simulações dos parâmetros operacionais . O indicador econômico adotado
foi o Valor Presente Líquido (VPL).
Analisou-se a influência de uma camada de baixa permeabilidade e porosidade no
reservatório onde se percebeu que, em alguns casos, a presença de uma heterogeneidade no
reservatório pode ser benéfica em relação ao fator de recuperação.
5.1. Análise de sensibilidade dos parâmetros da rocha-reservatório
Foi realizada uma análise de sensibilidade através de Diagramas de Pareto onde mostram
os parâmetros de reservatório que influenciam significativamente no fator de recuperação e na
ROV. Essas análises são importantes no sentido de mostrar que tipos de reservatório tendem a
apresentar altos fatores de recuperação.
A Tabela 5.1 mostra os intervalos escolhidos para a análise dos parâmetros da rocha-
reservatório.
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo V: Resultados e discussões
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 61
Tabela 5. 1. Intervalo estudado dos parâmetros analisados
Parâmetros
Mínimo
(-1)
Máximo
(+1)
Base
Permeabilidade horizontal (K
h
500
) - mD
2000
1000
Porosidade (Ø) - %
20
30
28
Viscosidade do óleo (μ
o
300
) - cP
3000
1000
Espessura da zona de óleo (h
oleo)
10
- m
40
20
Capa de Gás (C
gas
1
) - m
6
2
Relação entre permeabilidades vertical e horizontal (K
v
/K
h
0,05
) - m
0,20
0,10
Para uma análise mais detalhada, foi estudada a resposta a cada três anos para mostrar que
estas não são constantes, ou seja, um parâmetro que tem muita influência nos primeiros anos,
pode não ter relevância estatística no final do projeto.
A seqüência de Figuras 5.1-5.5, apresenta Diagramas de Pareto onde são mostrados os
parâmetros de reservatório que mais influenciam no fator de recuperação para os anos 3, 6, 9, 12
e 15 respectivamente. Os efeitos cujos retângulos estiverem à direita da linha divisória (p=0,05)
são estatisticamente significativos ao nível de 95% de confiança sobre a resposta.
Um valor positivo ao lado da barra indica que, quanto maior quantitativamente o
parâmetro, maior o fator de recuperação. Já um valor negativo diz que quanto menor o parâmetro,
ocorre um aumento no fator de recuperação.
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo V: Resultados e discussões
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 62
Figura 5. 1. Diagrama de Pareto – Fator de Recuperação 3 anos
Figura 5. 2. Diagrama de Pareto – Fator de Recuperação 6 anos
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo V: Resultados e discussões
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 63
Figura 5. 3. Diagrama de Pareto – Fator de Recuperação 9 anos
Figura 5. 4. Diagrama de Pareto – Fator de Recuperação 12 anos
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo V: Resultados e discussões
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 64
Figura 5. 5. Diagrama de Pareto – Fator de Recuperação 15 anos
Nos primeiros 3 anos, os fatores que mais apresentam relevância estatística no fator de
recuperação são a viscosidade, permeabilidade horizontal e a porosidade. Também se destacam o
efeito combinado destes parâmetros. Outra variável individual que influencia é a capa de gás
além de outras interações como viscosidade e capa de gás, além da relação K
v/
K
h
e espessura da
zona de óleo.
No 6º ano, as variáveis que influenciam significativamente no fator de recuperação são
praticamente os mesmos do 3º ano, com exceção da capa de gás que já não tem relevância e
destacam-se outras interações como relação K
v/
K
h
A viscosidade influencia negativamente de forma que o óleo mais viscoso possui uma
maior razão de mobilidade e, portanto, menor eficiência de deslocamento de óleo. A
permeabilidade horizontal atua de maneira que, quanto maior for a permeabilidade horizontal da
rocha, o óleo terá um melhor deslocamento até o poço produtor e conseqüentemente terá uma
e espessura, e a desses dois parâmetros com a
capa de gás.
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo V: Resultados e discussões
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 65
maior produção acumulada de óleo. A variação de porosidade altera também o VOIP de maneira
que quanto mais porosa for a rocha, maior volume de óleo fica armazenado nela. Isso faz com
que o aumento da porosidade diminua o fator de recuperação, apesar da produção acumulada de
óleo (Np) ser maior mas de forma não proporcional.
A partir do 9º ano, a espessura passa ser a variável que apresenta uma maior relevância
estatística no fator de recuperação, além de apresentar interações desse parâmetro com outros
como porosidade e viscosidade. Apresenta interações de três parâmetros como espessura da zona
de óleo, viscosidade e permeabilidade horizontal e permeabilidade horizontal, viscosidade e capa
de gás.
Ao final do tempo de projeto os parâmetros que influenciam estatisticamente no fator de
recuperação são a espessura, viscosidade, permeabilidade horizontal, porosidade e capa de gás,
além das iterações entre esses parâmetros, como pode ser visto na Figura 5.5.
A espessura da zona de óleo apresenta uma influência positiva, significando que, um
aumento na espessura do reservatório, aumenta o fator de recuperação. Isso pode ser explicado
devido a proporcionalidade utilizada para os modelos onde espessura de zona de óleo, capa de
gás, zona de água e vazão de injeção foram divididos por quatro (para manter o mesmo VPI).
Então para o reservatório de pequena espessura (10 m), a vazão de injeção é de 6,25 t/dia, vazão
essa que não consegue aquecer o reservatório o suficiente para apresentar boas recuperações.
Com o passar do tempo a capa de gás passa a influenciar significativamente o fator de
recuperação de forma que, com a queda de pressão, ocorre um aumento na zona de gás. Como o
gás tem uma compressibilidade muito alta, a sua expansão ocorre sem que haja queda substancial
de pressão. Quanto maior a capa de gás maior será sua atuação.
A seqüência de Figuras 5.6-5.10, apresenta as curvas de nível, onde pode ser vista todas
as combinações 6,2 possíveis, resultando em 15 interações. As partes circuladas das curvas
mostram as regiões ótimas de trabalho e, por conseqüência, maiores fatores de recuperação para
cada período estudado.
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo V: Resultados e discussões
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 66
As curvas de nível mostram, para cada intervalo de tempo, o comportamento das variáveis
dependentes (fator de recuperação, ROV) em função da interação entre dois parâmetros, dos
fatores estudados. Os valores correspondentes aos níveis mínimos (-1) e máximos (+1) de cada
fator encontram-se na Tabela 5.1.
Figura 5. 6. Curvas de nível – Fator de recuperação 3 anos
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo V: Resultados e discussões
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 67
Figura 5. 7. Curvas de nível – Fator de recuperação 6 anos
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo V: Resultados e discussões
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 68
Figura 5. 8. Curvas de nível – Fator de recuperação 9 anos
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo V: Resultados e discussões
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 69
Figura 5. 9. Curvas de nível – Fator de recuperação 12 anos
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo V: Resultados e discussões
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 70
Figura 5. 10. Curvas de nível – Fator de recuperação 15 anos
As Curvas de nível acima mostram as áreas onde se obtém melhores respostas para o fator
de recuperação. Para se obter as melhores respostas, em geral têm-se os seguintes resultados:
Porosidade – Reservatórios de baixa porosidade apresentam melhores respostas no
fator de recuperação. Para reservatórios de menor porosidade, o VOIP é menor e, mesmo
que o Np seja menor em relação a reservatórios mais porosos, o fator de recuperação é
maior. Deve ser destacado nesta análise que o Volume Poroso Injetado (VPI) foi maior no
reservatório de menor porosidade pois foi injetada a mesma vazão de vapor para os dois
sistemas.
Permeabilidade Horizontal (K
h
) – Reservatórios que apresentam alta
permeabilidade horizontal apresentam melhores resultados no fator de recuperação, ou
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo V: Resultados e discussões
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 71
seja, as curvas de nível mostram que as melhores respostas, encontram-se para
reservatórios de alta permeabilidade.
Viscosidade – Fluidos que apresentam baixa viscosidade apresentam melhores
respostas para o fator de Recuperação para qualquer iteração.
Espessura – Nos primeiros três anos, observa-se que a resposta da espessura no
fator de recuperação é independente, ou seja, para qualquer espessura de reservatório a
resposta é praticamente a mesma. Isso pode ser explicado pelo banco de óleo aquecido
que não chegou ao poço produtor. Do 6º ano até o final do período de produção, observa-
se que os melhores resultados de Fator de Recuperação são encontrados para reservatórios
espessos.
Capa de gás – Observou-se nos primeiros nove anos que os melhores resultados
para o fator de recuperação foram obtidos para reservatórios de maior capa de gás. Desta
data em diante, as maiores respostas foram obtidas para reservatórios com capa de gás
menores.
Relação Kv/Kh – Observou-se nos primeiros nove anos que as melhores respostas
de ROV se encontram em áreas onde a relação é alta. Nos anos 12 e 15 a relação Kv/Kh ,
na maioria das interações, não tem relevância na resposta do fator de recuperação.
A seqüência de Figuras 5.11-5.15, apresenta os Diagramas de Pareto onde são mostrados
os parâmetros de reservatório que mais influenciam na Razão Óleo Vapor - ROV para os
períodos estudados.
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo V: Resultados e discussões
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 72
Figura 5. 11. Diagrama de Pareto – ROV 3 anos
Figura 5. 12. Diagrama de Pareto – ROV 6 anos
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo V: Resultados e discussões
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 73
Figura 5. 13. Diagrama de Pareto – ROV 9 anos
Figura 5. 14. Diagrama de Pareto – ROV 12 anos
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo V: Resultados e discussões
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 74
Figura 5. 15. Diagrama de Pareto ROV 15 anos
Nos primeiros três anos, entre os parâmetros de maior sensibilidade que afetam a ROV
destacam-se a viscosidade, a espessura da zona de óleo, a permeabilidade horizontal, a relação
entre as permeabilidades vertical e horizontal e a combinação dos efeitos da permeabilidade
horizontal com a viscosidade.
No 6º ano, mantêm-se a influência estatística de parâmetros como viscosidade,
permeabilidade horizontal e espessura, sendo que a porosidade passa a ter importância.
Destacam-se também todas as interações entre dois e três parâmetros destes fatores. Além destes,
outras duas interações apresentam importância na ROV que são a viscosidade com a relação
K
v
/K
h
e permeabilidade horizontal, viscosidade e relação K
v/
K
h
No 9º ano, os parâmetros individuais que tem relevância estatística na ROV são a
espessura, porosidade, permeabilidade horizontal e viscosidade. Destacam-se também interações
entre dois parâmetros como permeabilidade horizontal e viscosidade, porosidade e espessura,
viscosidade e espessura, permeabilidade horizontal e relação K
.
v/
K
h.
As interações entre três
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo V: Resultados e discussões
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 75
parâmetros que tem importância são a permeabilidade horizontal, viscosidade e espessura;
permeabilidade horizontal, viscosidade e capa de gás.
Com o passar de 12 anos, se estabelece uma seqüência de fatores mais marcantes na ROV
que consiste primeiramente da espessura da zona de óleo, seguido da combinação da viscosidade
e espessura, da permeabilidade horizontal com a espessura, porosidade e, por último, a
permeabilidade horizontal, devido à facilidade de o óleo fluir nesse sentido.
Ao final do projeto, 15 anos, os fatores que apresentaram relevância estatística na ROV
são a combinação da viscosidade com a espessura, influência positiva de forma que reservatórios
que apresentam alta viscosidade e grande espessura, possuem para as condições operacionais
adotadas, alta ROV; a espessura tem influência positiva; a combinação dos efeitos da
permeabilidade horizontal com a espessura e da permeabilidade horizontal com a viscosidade; a
permeabilidade horizontal tem influência negativa, ou seja, para baixa permeabilidade horizontal,
têm-se alta ROV final; e a porosidade tem influência positiva.
A viscosidade, capa de gás e a relação entre as permeabilidades vertical e horizontal
(Kv/Kh) não tiveram relevância estatística para a ROV final.
A seqüência de Figuras 5.16-5.20, apresenta as curvas de nível para a ROV. Por estar
ligada diretamente a vazão de óleo, os parâmetros de reservatório variam muito na resposta a
ROV.
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo V: Resultados e discussões
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 76
Figura 5. 16. Curvas de nível – ROV 3 anos
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo V: Resultados e discussões
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 77
Figura 5. 17. Curvas de nível – ROV 6 anos
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo V: Resultados e discussões
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 78
Figura 5. 18. Curvas de nível – ROV 9 anos
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo V: Resultados e discussões
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 79
Figura 5. 19. Curvas de nível – ROV 12 anos
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo V: Resultados e discussões
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 80
Figura 5. 20. Curvas de nível – ROV 15 anos
As curvas de nível acima mostram como os parâmetros de reservatório influenciam na
resposta da ROV com o passar do tempo. È importante ressaltar que para uma mudança na vazão
de injeção de vapor, as curvas de nível apresentariam outro resultado, devido à produção mais
rápida ou mais lenta do óleo Para se obter melhores respostas na ROV (resultados destacados nas
figuras) tem-se os seguintes resultados para uma vazão fixa de 25 t/dia.:
Porosidade – Reservatórios de alta porosidade apresentam melhores resultados na
ROV, de forma que a vazão de óleo é maior nestes reservatórios. Apenas a interação entre
a permeabilidade horizontal e porosidade, apontam que para se obter melhores respostas
devem-se ter reservatórios de baixa porosidade.
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo V: Resultados e discussões
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 81
Permeabilidade Horizontal – Nos anos 3, 6 e 9, reservatórios que possuem alta
permeabilidade horizontal mostram melhores resultados em relação à ROV devido ao
melhor deslocamento dos fluidos no meio poroso, acarretando altas vazões. Nos anos 12,
e 15 as melhores respostas são encontradas em reservatórios que apresentam baixa
permeabilidade horizontal, pois o óleo chega mais tardiamente para esses reservatórios.
Viscosidade – Até o 9º ano, os reservatórios que apresentam baixa viscosidade
respondem melhor a ROV do que reservatórios de óleos viscosos. A interação que não
teve esse comportamento foi Viscosidade versus Espessura, onde se observa que para se
obter uma maior ROV, devem-se ter reservatórios espessos e independe da viscosidade.
Nos últimos 6 anos, reservatórios mais viscosos apresentam resultados melhores na ROV,
exceto na interação Viscosidade versus Permeabilidade horizontal, onde a resposta aponta
o comportamento oposto.
Espessura – Reservatórios espessos apresentam melhores resultados na ROV
devido à produção de óleo ser maior nestes sistemas. Em nenhum período analisado os
reservatórios delgados apresentaram melhor resposta, também devido a estes
apresentarem um menor Volume Original de Óleo.
Capa de gás – Na maioria das respostas à ROV, as melhores respostas independem
da espessura da capa de gás.
Relação Kv/Kh – Até o 9º ano, os melhores resultados independem da relação
entre as permeabilidades vertical e horizontal na resposta da ROV. A partir do 12º ano,
reservatórios que apresentam maior relação entre as permeabilidades vertical e horizontal
apresentam melhores respostas.
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo V: Resultados e discussões
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 82
5.2. Influência dos parâmetros da rocha-reservatório na segregação
gravitacional
Nesta seção será analisada a influência de cada parâmetro da rocha reservatório na
segregação gravitacional, além de algumas combinações que apresentam influência no fenômeno.
5.2.1. Permeabilidade
Quando se analisa a permeabilidade, deve-se levar em consideração que o seu aumento,
aumenta ambas as permeabilidades (horizontal e vertical), devido a relação Kv/Kh ser fixa neste
estudo.
A permeabilidade apresentou resultados que estão de acordo com a teoria pois, com o
aumento da permeabilidade, houve um aumento da segregação gravitacional. As Figuras 5.21 e
5.22 mostram o comportamento da propagação do vapor no reservatório para o 8º ano de
produção, onde é visível uma maior segregação gravitacional para o modelo de maior
permeabilidade.
Percebe-se que o vapor chega mais rapidamente ao topo do reservatório para o caso de
maior permeabilidade (Figura 5.22).
Figura 5. 21. Saturação de gás no 8º ano de produção - modelo de permeabilidade 500 mD
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo V: Resultados e discussões
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 83
Figura 5. 22. Saturação de gás no 8º ano de produção - modelo de permeabilidade 2000 mD
Apesar de ter uma maior segregação, o modelo de maior permeabilidade tem maior fator
de recuperação. Isto pode ser explicado devido ao modelo que apresenta maior permeabilidade
possuir maior facilidade do vapor fluir nos poros da rocha, sendo que o banco de óleo aquecido
chega primeiro ao poço produtor neste modelo.
Para o caso do modelo de permeabilidade horizontal de 500 mD, o banco de óleo chega 2
anos depois e, apesar da irrupção do vapor no poço produtor acontecer depois, a vazão máxima
obtida não ultrapassa 16 m³/dia. Enquanto que para o caso de maior permeabilidade a vazão
máxima é próxima a 35 m³/dia. A Figura 5.23 ilustra a vazão de óleo no tempo para as duas
situações.
Observa-se também nas curvas da Figura 5.23, que o declínio na vazão de óleo para o
modelo de maior permeabilidade acontece mais rapidamente do que para o modelo de 500 mD,
devido a produção ocorrer mais rapidamente nesse caso.
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo V: Resultados e discussões
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 84
Figura 5. 23. Vazão de óleo versus Tempo
A Figura 5.24 exibe a produção acumulada de óleo para os dois modelos, onde mostra que
apesar de apresentar uma vazão de óleo final menor devido às altas vazões de produção inicial, o
modelo de maior permeabilidade apresenta uma maior produção acumulada de óleo.
Figura 5. 24. Produção Acumulada de Óleo versus Tempo – Permeabilidades 500 e 2000 mD
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo V: Resultados e discussões
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 85
Logo conclui-se que o modelo de maior permeabilidade apresenta a segregação
gravitacional com maior intensidade apesar de ter uma maior produção acumulada de óleo.
5.2.2. Capa de gás
A presença de uma maior capa de gás fez com que a irrupção do vapor no poço produtor
ocorresse aproximadamente um ano antes que o modelo sem capa, e com capa de gás de 1 m.
Isso não significou que este modelo apresentou um maior fator de recuperação pois, quanto
menor a capa, o vapor apresenta um melhor varrido. As Figuras 5.25, 5.26 e 5.27 apresentam a
saturação de gás no 10º ano de projeto, para os modelos de capa de gás de 6m , 1m e sem capa,
onde pode ser observado o varrido do vapor para os três casos.
Os três modelos apresentam um volume de óleo original diferentes pois a capa de gás
apresenta uma saturação de óleo de 5% . Como a diferença entre os volumes é pequena, não se
alterou a vazão para manter o mesmo volume poroso injetado.
Figura 5. 25. Saturação de gás no 10º ano de produção – Reservatório com capa de gás 6 m
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo V: Resultados e discussões
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 86
Figura 5. 26. Saturação de gás no 10º ano de produção– Reservatório com capa de gás 1 m
Figura 5. 27. Saturação de gás no 10º ano de produção – Reservatório sem capa de gás
Observa-se que no modelo que apresenta capa de gás de 1 m e no modelo sem capa, o
vapor apresenta o mesmo comportamento dentro do reservatório. A diferença é que, para o
modelo que apresenta a capa de gás, a saturação de gás média é maior.
A Tabela 5.2 mostra um resumo dos resultados obtidos para os três modelos. Nota-se que
o modelo com capa de gás de 1 m e modelo sem capa apresentam praticamente o mesmo fator de
recuperação.
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo V: Resultados e discussões
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 87
Tabela 5. 2. Comparativo entre o modelo com e sem capa de gás
Modelo
Np
(m³std)
VOIP
(m³std)
Fr
(%)
Vinjetado
(m³std)
Vporoso
(m³std)
VPI
ROV
(%)
Capa de gás - 6 m
32514
89110
36.5
136875
166526
0,822
47,5
Capa de gás – 1 m
35742
88440
40.4
136875
159939
0,855
59,3
S/capa
35311
88245
40,0
136875
148428
0,922
60,6
Portanto conclui-se que o modelo de capa de gás mais espessa apresenta a segregação
gravitacional com maior intensidade, e obteve um menor fator de recuperação.
5.2.3. Porosidade
A porosidade não apresentou relevância para a segregação gravitacional. Embora os
modelos estudados apresentem segregação gravitacional, a variação desse parâmetro não altera a
intensidade do fenômeno, como foi visto em outros parâmetros. As Figuras 5.28 e 5.29 destacam
respectivamente que, para as porosidades de 20 e 30%, a frente de vapor tem o mesmo
comportamento, tendo aproximadamente o mesmo tempo de irrupção do vapor no poço produtor.
Figura 5. 28. Saturação de gás no período final de produção - Porosidade 30%
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo V: Resultados e discussões
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 88
Figura 5. 29. Saturação de gás no período final de produção - Porosidade 20%
O gráfico de vazão de óleo (Figura 5.30) mostra o comportamento da produção dos
modelos para diferentes porosidades. A diferença está no pico de vazão pois para um modelo
mais poroso, o volume de óleo in place é maior e conseqüentemente a vazão de produção de óleo
é maior. O gráfico abaixo aponta o comportamento da vazão de óleo no tempo para as duas
situações.
Figura 5. 30. Gráfico vazão de óleo versus tempo
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo V: Resultados e discussões
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 89
Como foi observado, encontrou-se que a porosidade não influencia na segregação
gravitacional.
5.2.4. Espessura do reservatório
Para analisar a influência da espessura do reservatório, guardaram-se as proporções do
reservatório, de forma que as três zonas (gás, óleo e água) ficaram com as mesmas proporções. O
parâmetro operacional que manteve a proporção foi a vazão de injeção de vapor pois, para efeitos
comparativos, deve-se ter o mesmo VPI. Logo, para o reservatório de 40 m de zona de óleo, a
vazão foi de 25 ton/dia enquanto que para o de 10 m foi de 6,25 t/dia.
As Figuras 5.31 e 5.32 mostram a saturação de gás ao final do projeto para os dois
reservatórios de diferentes espessuras. Observa-se uma maior eficiência de varrido vertical para o
reservatório de maior espessura já que, para o reservatório de menor espessura (mantendo o
mesmo VPI), o vapor não aqueceu o reservatório por completo, não conseguindo deslocar o
banco de óleo. Mesmo assim, pode ser vista a segregação gravitacional para o reservatório menos
espesso. Então seria necessário realizar uma otimização do vapor neste reservatório.
Figura 5. 31. Saturação de gás no período final de produção – Reservatório mais espesso
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo V: Resultados e discussões
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 90
Figura 5. 32. Saturação de gás no período final de produção – Reservatório menos espesso
Na Figura 5.31, percebe-se que o modelo de maior espessura possui uma grande área na
base do reservatório próximo ao poço produtor, onde o vapor não atuou. Logo se conclui que
existe uma grande quantidade de óleo nesta área.
No reservatório delgado (Figura 5.32), o banco de óleo está logo à frente da frente de
vapor, que não teve energia necessária para deslocar o óleo para o poço produtor durante os
quinze anos de projeto.
As Figuras 5.33 e 5.34 exibem a saturação de óleo para os dois modelos de espessuras
diferentes onde se pode notar a baixa eficiência de varrido para os dois modelos, resultando
grandes reservas de óleo ao final do projeto.
Figura 5. 33. Saturação de óleo no período final de produção – Reservatório delgado
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo V: Resultados e discussões
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 91
Figura 5. 34. Saturação de óleo no período final de produção – Reservatório espesso
Como foi observado, para o reservatório menos espesso o volume de vapor injetado não é
suficiente para aquecer o reservatório por completo e levar o banco de óleo para o poço produtor.
Fez-se então um estudo de VPI para analisar o comportamento desse reservatório delgado em
relação à vazão.
A Figura 5.35 exibe o gráfico Volume Poroso Injetado versus Fator de recuperação para
os dois tipos de reservatório, onde nota-se que para o reservatório de menor espessura é
necessário um VPI em torno de três vezes maior, para que o banco de óleo atinja o poço produtor
nos modelos de vazões otimizadas (curvas com marcadores). Neste tipo de reservatório, o
aumento do fator de recuperação ocorre de forma mais brusca do que para reservatórios espessos,
onde o aumento é mais suave.
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo V: Resultados e discussões
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 92
Figura 5. 35. Gráfico Volume Poroso Injetado versus Fator de Recuperação
Também pode ser observado que, a partir de um determinado VPI, não ocorre grandes
ganhos no fator de recuperação. Diante disso, percebe-se que o reservatório de maior espessura se
estabiliza a um VPI de 2, enquanto o reservatório de menor espessura com um VPI de 2,5 .
Os modelos utilizados para a comparação no estudo da segregação mantêm o mesmo VPI
(0,808) de forma que para o reservatório de maior espessura, não houve tempo suficiente para
produzir o banco de óleo nos 15 anos de projeto, enquanto que para o de menor espessura, o
banco de óleo nem chegou ao poço produtor, resultando numa recuperação próxima a 5%.
5.2.5. Viscosidade
Quanto maior a viscosidade do óleo, maior a diferença de viscosidade entre o fluido
injetado e o fluido do reservatório, permitindo que a segregação ocorra mais facilmente para
reservatórios de óleo pesado.
0,00
10,00
20,00
30,00
40,00
50,00
60,00
70,00
0,00 0,50 1,00 1,50 2,00 2,50 3,00
Fator de recuperação (%)
Volume Poroso Injetado (VPI)
menos espesso - base espesso - base menos espesso espesso
Q = 6,25 t/dia
Q = 25 t/dia
Q = 60 t/dia
Q = 18,75 t/dia
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo V: Resultados e discussões
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 93
É importante observar que, por ter menor razão de mobilidade, o óleo de menor
viscosidade chega mais rapidamente ao poço produtor e, por isso, há uma menor segregação para
este caso.
As Figuras 5.36 e 5.37 mostram a segregação gravitacional no 8º ano de projeto para os
dois reservatórios de diferentes viscosidades onde percebe-se que o vapor atua da mesma maneira
nos dois casos mas, devido à diferença de razão de mobilidade, ocorre uma menor eficiência de
deslocamento para o óleo de 3000 cP e conseqüentemente uma menor produção acumulada de
óleo.
Figura 5. 36. Saturação de gás no 8º ano de produção – Óleo de viscosidade 300 cP
Figura 5. 37. Saturação de gás no 8º ano de produção – Óleo de viscosidade 3000 cP
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo V: Resultados e discussões
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 94
Se aumentar o tempo de simulação para o modelo de óleo mais viscoso, provavelmente o
vapor terá propagação idêntica à obtida no modelo em que se tem o óleo de 300 cP.
5.2.6. Relação K
v
/K
h
As Figuras 5.38 e 5.39 exibem a saturação de gás ao final do período de produção, onde
percebe-se que a relação Kv/Kh apresentou pouca influência para a segregação gravitacional.
Uma diferença que pode ser vista é que para a relação menor de Kv/Kh (0.05), a permeabilidade
vertical é menor, acarretando na segregação gravitacional ocorrer mais lentamente para esse caso.
Isso permite que o vapor realize uma varredura um pouco melhor na base do reservatório.
Figura 5. 38. Saturação de gás no período final de produção – Relação Kv/Kh = 0.05
Figura 5. 39. Saturação de gás no período final de produção – Relação Kv/Kh = 0.20
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo V: Resultados e discussões
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 95
A linha traçada na Figura 5.39 delimita a área que não foi varrida pelo modelo que
apresenta a relação entre as permeabilidades vertical e horizontal maior, em relação ao que possui
uma relação menor. Esse acréscimo de varrido significa que o modelo de relação Kv/Kh 0,20
possui uma menor eficiência de varrido vertical e, conseqüentemente, menor fator de
recuperação.
A Tabela 5.3 apresenta um resumo dos resultados encontrados, no comparativo entre
esses dois casos:
Tabela 5. 3. Comparativo para a relação K
v
/K
h
0,05 e 0,2
Kv/Kh
Np (m³ std)
Fr (%)
ROV (%)
0,05
37430
42,0
18,2
0,2
32514
36,5
47,5
Um detalhe importante é que, ao final do período de estudo, o modelo que apresenta
maior relação Kv/Kh possui uma ROV maior significando que o banco de óleo chegou mais
tardiamente para esse caso.
5.3. Análise das interações dos parâmetros que mais afetaram a
segregação gravitacional
5.3.1. Permeabilidade horizontal e espessura
Para o estudo da interação desses dois parâmetros, mantiveram-se todos os outros fixos e
agrupou-se alta permeabilidade horizontal e espessura e baixa permeabilidade horizontal e
espessura pois foi observada nos Diagramas de Pareto, a influência dessas duas variáveis na
resposta do fator de recuperação. As Figuras 5.40 e 5.41 mostram a saturação de gás para esses
dois modelos no 8º ano de produção.
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo V: Resultados e discussões
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 96
É importante destacar que os modelos de espessuras mostrados não foram otimizados em
relação à vazão de injeção, estando com o mesmo VPI de 0,808.
Figura 5. 40. Saturação de gás no 8º ano de produção – permeabilidade (+1) e espessura (+1)
Figura 5. 41. Saturação de gás no 8º ano de produção – permeabilidade (-1) e espessura (-1)
Como pode ser observada, a irrupção do vapor no poço produtor para o modelo
permeabilidade (+1), espessura (+1) ocorreu no 8º ano de produção, sendo que para o modelo de
menor espessura e menor permeabilidade, o vapor não consegue aquecer todo o reservatório,
resultando em um fator de recuperação de 4,08 %.
Não foram mostradas as outras duas interações possíveis pois elas apresentam o mesmo
comportamento que as situações mostradas nas Figuras 5.40 e 5.41.
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo V: Resultados e discussões
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 97
5.3.2. Viscosidade e espessura
Para o estudo da interação desses dois parâmetros, mantiveram-se todos os outros fixos e
agrupou-se alta viscosidade e alta espessura e viscosidade (-1) e espessura (-1). As Figuras 5.42 e
5.43 mostram a saturação de gás para esses dois modelos no 8º ano de produção.
Figura 5. 42. Saturação de gás no 8º ano de produção – viscosidade (+1) e espessura (+1)
Figura 5. 43. Saturação de gás no 8º ano de produção – viscosidade (-1) e espessura (-1)
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo V: Resultados e discussões
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 98
Igualmente como no caso anterior, a irrupção do vapor no poço produtor para o modelo
de viscosidade (+1), espessura (+1) ocorreu no 8º ano de produção, sendo que para o modelo de
menor espessura e menor viscosidade, o vapor não consegue aquecer todo o reservatório mas a
frente de vapor consegue avançar mais do que no caso anterior (Figura 5.41). Neste caso a vazão
de vapor também não foi otimizada.
5.3.3. Permeabilidade horizontal, viscosidade e espessura
Neste caso, mantiveram-se fixos os outros parâmetros e agrupou-se alta permeabilidade
horizontal, viscosidade e espessura e permeabilidade horizontal (-1), viscosidade (-1) e espessura
(-1). As Figuras 5.44 e 5.45 mostram a saturação de gás para esses dois modelos no 8º ano de
produção.
Figura 5. 44. Saturação de gás no 8º ano de produção – permeabilidade (+1), espessura (+1),
viscosidade (+1)
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo V: Resultados e discussões
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 99
Figura 5. 45. Saturação de gás no 8º ano de produção – permeabilidade (-1), espessura (-1),
viscosidade (-1)
Assim como nos outros dois casos não foi otimizado o vapor nos modelos. Não foram
mostradas as outras combinações entre três parâmetros pois os comportamentos são muito
parecidos. Observa-se que, mesmo o vapor não atingindo o poço produtor, ocorre a segregação
gravitacional. Percebe-se também um melhor varrido vertical para o caso de menor
permeabilidade, espessura e viscosidade.
5.4. Comparativo entre os resultados encontrados
A Tabela 5.4 descreve como o fator de recuperação, Razão Óleo Vapor final e o
fenômeno da Segregação Gravitacional respondem para uma variação dos parâmetros rocha-
fluido (aumento).
Tabela 5. 4. Comparativo entre os resultados obtidos
Permeabilidade
(↑)
Capa de gás
(↑)
Porosidade
(↑)
Espessura
(↑)
Viscosidade
(↑)
Kv/Kh
(↑)
Fator de
Recuperação
Aumenta Diminui Diminui Aumenta Diminui
Não
influencia
ROV final Diminui
Não
influencia
Não
influencia
Aumenta Aumenta
Não
influencia
Segregação
Gravitacional
Aumenta Aumenta
Não
influencia
Diminui Aumenta Diminui
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo V: Resultados e discussões
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 100
É importante destacar que, no caso do fator de recuperação e ROV final, estes resultados
foram obtidos para condições operacionais fixas. Uma possível mudança operacional pode
acarretar que os resultados podem não ser os mesmos que os encontrados.
5.5. Parâmetros operacionais
Para a escolha adequada dos parâmetros operacionais, fez-se um estudo prévio de como
se comporta o fator de recuperação para uma variação de cada parâmetro individualmente. De
acordo com a resposta, escolheram-se três valores de cada parâmetro para fazer a otimização.
O modelo utilizado para o estudo foi um dos que apresentaram a segregação gravitacional
com maior intensidade para que, a partir do estudo dos parâmetros operacionais, fossem
encontradas soluções que reduzam o efeito da segregação e, conseqüentemente, ocorra um
aumento no fator de recuperação do campo.
5.5.1. Vazão de injeção de vapor
Para a escolha das vazões a serem utilizadas na simulação, foi realizado um teste com o
modelo adotado onde consistiu em deixar fixo todos os outros parâmetros (reservatório, fluido,
operacionais) e modificar apenas a vazão de injeção. Para isso foi analisado um intervalo de
vazão de injeção entre 25 t/dia e 65 t/dia. O intervalo entre vazões adotado foi de 5 t/dia .
Observou-se naturalmente que aumentando a vazão, aumenta a produção acumulada de
óleo e, conseqüentemente a recuperação final de óleo. Mas chega-se uma vazão limite que a
curva de produção começa a ficar estável, ou seja, sem grandes mudanças, e a vazão já não se
torna eficiente para aumentar a recuperação de óleo. A Figura 5.46 exibe o fator de recuperação
em função da vazão.
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo V: Resultados e discussões
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 101
Figura 5. 46. Vazão de Injeção versus Fator de recuperação
Observa-se na Figura 5.46 que a vazão de vapor otimizada é de 58 t/dia que resulta num
fator de recuperação próximo a 62%. Esta vazão não indica a economicidade do projeto pois
além de se obter resultados muito próximos com vazão de injeção de vapor menores, a ROV é
muito baixa no final do período de produção.
As Figuras 5.47 e 5.48 exibem a saturação de gás no 4º ano de produção onde ocorre a
irrupção do vapor no poço produtor para o modelo com vazão de injeção de 50 t/dia e o modelo
que apresenta vazão de injeção de 25 t/dia.
Figura 5. 47. Saturação de gás no 4º ano de produção– vazão de injeção 50 t/dia
36,49
45,81
51,41
55,85
58,33
60,12
60,95
61,05
60,80
35,00
40,00
45,00
50,00
55,00
60,00
65,00
25 30 35 40 45 50 55 60 65 70
Fator de Recuperação (%)
Vazão de Injeção de Vapor (t/dia)
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo V: Resultados e discussões
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 102
Figura 5. 48. Saturação de gás no 4º ano de produção– vazão de injeção 25 t/dia
Analisando a vazão de injeção de 50 t/dia de vapor pode-se perceber uma redução da
segregação gravitacional pois aumentando a vazão, aumenta a velocidade de propagação do
vapor no reservatório e diminui a velocidade de segregação, comparado ao modelo base que
apresenta uma vazão de injeção de vapor de 25 t/dia. A irrupção do vapor no poço produtor
ocorre no 4º ano de produção para este modelo, enquanto que para o modelo de vazão de 25 t/dia
ocorre somente no 8º ano de produção.
5.5.2. Intervalo de completação
Para buscar os melhores intervalos de completação para a simulação, foram testadas 9
possibilidades e foram adotados para a análise de sensibilidade e otimização, os que retornavam
melhores resultados em termos de produção acumulada de óleo e que também apresentasse alta
ROV ao final do projeto pois apresentam altas vazões de óleo ao final do projeto. Por exemplo, o
modelo em que a completação é feita no topo da zona de óleo tanto no injetor quanto no produtor,
apresenta um fator de recuperação alto mas possui baixa ROV final em relação aos outros casos e
por isso não foi escolhido, como mostra a Tabela 5.5.
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo V: Resultados e discussões
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 103
Tabela 5. 5. Resultados para intervalos de completação diferentes
Injetor
Produtor
Np (m³ std)
VOIP (m³ std)
Fr (%)
VPI (m³/ m³ poroso)
ROV (%)
T T 32514.10 89110 36.49 0.822 47.52
T
B
25063.50
89110
28.13
0.822
95.44
T
C
39959.60
89110
44.84
0.822
34.41
B
C
37411.00
89110
41.98
0.822
45.42
B
T
26227.80
89110
29.43
0.822
70.36
B
B
43347.10
89110
48.64
0.822
76.58
C
B
34913.70
89110
39.18
0.822
61.15
C
T
36617.80
89110
41.09
0.822
37.27
C
C
40269.20
89110
45.19
0.822
31.42
Onde:
T- Completação em todo o intervalo da zona de óleo
B- Completação na base da zona de óleo
C- Completação no topo da zona de óleo
A Figura 5.49 apresenta os resultados da produção acumulada de óleo para os intervalos
de completação adotados:
Figura 5. 49. Gráfico produção acumulada de óleo versus intervalo de completação no final do
período de produção
0
5000
10000
15000
20000
25000
30000
35000
40000
45000
T-T T-B T-C B-C B-T B-B C-B C-T C-C
Produção Acumulada de Óleo (m³ std)
Intervalo de Completação
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo V: Resultados e discussões
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 104
As Figuras 5.50 e 5.51 mostram as saturações finais de gás e de óleo para o modelo de
completação que apresentou o melhor resultado (injetar vapor e produzir fluidos na base da zona
de óleo). Este modelo apresentou o maior fator de recuperação e maior ROV final em relação
aos outros casos.
Figura 5. 50. Saturação de gás no período final de produção - Intervalo B-B
Figura 5. 51. Saturação de óleo no período final de produção - Intervalo B-B
Na Figura 5.50 observa-se uma alta eficiência de varrido do gás para esse tipo de
completação onde pode se notar uma redução da segregação gravitacional e, conseqüentemente,
um melhor varrido do óleo.
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo V: Resultados e discussões
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 105
5.5.3. Distância entre poços
Para a distância entre poços, foram escolhidas distâncias que cobriam áreas menores do
que o modelo base (10000 m²), pois neste tem-se um distância de 140 metros entre o poço injetor
e o produtor. Como para a injeção de vapor, essa distância pode ser considerada grande,
adotaram-se distâncias de 100 m, que resulta numa área de 5000 m² e 70 m (2500 m²) para
comparar o comportamento destes com o do modelo base.
As Figuras 5.52, 5.53 e 5.54 mostram a saturação de gás no 7º ano de produção para as
três distâncias adotadas. Para efeitos comparativos, as vazões de injeção de vapor dos três
modelos são diferentes para manter o mesmo VPI, em torno de 0,8.
Nota-se que o modelo com menor distância entre poços tem a ocorrência da irrupção do
vapor no poço produtor primeiro, porém o vapor atua numa área menor do que nos outros dois
casos.
Figura 5. 52. Saturação de gás no 7º ano de produção - Distância entre poços 70 m
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo V: Resultados e discussões
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 106
Figura 5. 53. Saturação de gás no 7º ano de produção – Distância entre poços 100 m
Figura 5. 54. Saturação de gás no 7º ano de produção – Distância entre poços 140 m
É importante destacar que não houve otimização do vapor para os três casos apresentados
pois, como foi destacado, resolveu-se manter o VPI para os modelos que apresentam volume
original de óleo diferente.
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo V: Resultados e discussões
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 107
A Figura 5.55 apresenta o gráfico VPI versus fator de recuperação para as diferentes
distâncias entre poços.
Figura 5. 55. Gráfico VPI versus fator de recuperação – distância entre poços
Observa-se na Figura 5.55 que as curvas apresentam comportamentos semelhantes, onde
se pode concluir que, alterando a distância entre poços, os VPI’s são muito próximos para se
obter um mesmo fator de recuperação. Nota-se também que de 2 VPI em diante, não ocorre
acréscimos significativos no fator de recuperação.
5.6. Otimização dos parâmetros operacionais
A otimização dos parâmetros operacionais busca uma forma de exploração e produção
ótima, que obtenha o maior fator de recuperação possível ao menor custo. Esta análise levou em
consideração a vazão, distância entre poços e intervalo de completação. Encontradas as condições
operacionais ótimas, foi realizada uma análise de viabilidade técnica e econômica para avaliar se
é rentável realizar essas mudanças operacionais. O modelo otimizado foi comparado com o
modelo que apresentou melhor resultado para a distância de 140 m.
0,00
10,00
20,00
30,00
40,00
50,00
60,00
70,00
0,00 0,25 0,50 0,75 1,00 1,25 1,50 1,75 2,00 2,25 2,50
Fator de Recuperação (%)
Volume Poroso Injetado (VPI)
Distância 70 m Distância 100 m Distância 140 m
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo V: Resultados e discussões
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 108
A Temperatura e o título do vapor não foram considerados na análise devido a estudos
prévios mostrarem a pouca influência destes parâmetros no fator de recuperação e também na
ROV.
A Tabela 5.6 mostra os intervalos escolhidos para a análise dos parâmetros operacionais.
Tabela 5. 6. Intervalo estudado dos parâmetros operacionais analisados
Parâmetros
Mínino
(-1)
Intermediário
(0)
Máximo
(+1)
Base
Vazão (Q) - t/dia
25
37.5
50
25
Intervalo de Completação
B-C
B-B
C-B
T-T
Distância entre poços (D) - m
70
100
140
140
Para uma análise mais detalhada, foi estudada a resposta a cada três anos, para mostrar
que estas não são constantes, ou seja, um parâmetro que tem muita influência nos primeiros anos,
pode não ter relevância estatística no final do projeto.
A seqüência de gráficos de Pareto abaixo, Figuras 5.56-5.60, exibe a interação entre as
variáveis e a sensibilidade destes com relação ao fator de recuperação.
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo V: Resultados e discussões
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 109
Figura 5. 56. Diagrama de Pareto- Parâmetros operacionais – Fator de Recuperação 3 anos
Figura 5. 57. Diagrama de Pareto – Parâmetros operacionais - Fator de Recuperação 6 anos
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo V: Resultados e discussões
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 110
Figura 5. 58. Diagrama de Pareto – Parâmetros operacionais - Fator de Recuperação 9 anos
Figura 5. 59. Diagrama de Pareto – Parâmetros operacionais - Fator de Recuperação 12 anos
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo V: Resultados e discussões
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 111
Figura 5. 60. Diagrama de Pareto – Parâmetros operacionais - Fator de Recuperação 15 anos
Nos primeiros três anos, os parâmetros que tinham relevância estatística para o fator de
recuperação eram a distância entre poços com o efeito linear e quadrático (influência negativa), a
vazão com o efeito linear, o efeito da interação linear da vazão com o efeito linear da distância
entre poços e o efeito da interação quadrática da completação com o efeito quadrático da
distância entre poços.
No 6º e no 9º ano, percebe-se que os únicos parâmetros que influenciam o fator de
recuperação são a distância entre poços e a vazão com o efeito linear e o efeito da interação linear
entre eles.
Nos últimos 6 anos, o fator de recuperação começa a não ter grandes mudanças e a vazão
começa a não mostrar relevância estatística. No último ano de projeto, vê-se que o intervalo de
completação começa a ter importância e a distância entre poços permanece como fator de maior
relevância.
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo V: Resultados e discussões
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 112
O intervalo de completação só passou a ter relevância porque a variação no fator de
recuperação era muito pequena mas, dependendo do intervalo completado, o reservatório
responde com vazões finais diferentes. A vazão passou a não ter influência, por isso não apareceu
no último gráfico de Pareto.
A seqüência de Figuras 5.61-5.65, apresenta as superfícies de resposta para o fator de
recuperação, mantendo o intervalo de completação B-B fixo devido à sua pouca influência. A
região vermelha das superfícies de resposta mostra a região ótima de trabalho, onde se obtém
maiores fatores de recuperação para cada período estudado.
Figura 5. 61. Superfície de Resposta – Fator de Recuperação 3 anos
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo V: Resultados e discussões
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 113
Figura 5. 62. Superfície de Resposta – Fator de Recuperação 6 anos
Figura 5. 63. Superfície de Resposta – Fator de Recuperação 9 anos
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo V: Resultados e discussões
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 114
Figura 5. 64. Superfície de Resposta – Fator de Recuperação 12 anos
Figura 5. 65. Superfície de Resposta – Fator de Recuperação 15 anos
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo V: Resultados e discussões
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 115
Na Figura 5.61 observa-se que a região ótima de trabalho no 3º ano de produção encontra-
se para pequenas distâncias entre poços e vazão do nível intermediário (37.5 t/dia) ao máximo
(50 t/dia). Isso pode ser explicado porque, para pequenas distâncias e altas vazões, o banco de
óleo aquecido chega rapidamente ao poço produtor.
Analisando as Figuras 5.62 e 5.63, anos 6 e 9, observa-se que os melhores resultados em
relação ao fator de recuperação podem ser encontrados para vazões do nível intermediário (0) ao
máximo (+1) e distância entre poços do nível mínimo (-1) ao intermediário (0).
A Figura 5.64 mostra que a região ótima de trabalho localiza-se na área de vazões e
distância entre poços intermediária, onde para esta data, 12º ano de projeto, obtêm-se fatores de
recuperação de até 70%.
No final do projeto, 15º ano, as melhores respostas obtidas para o fator de recuperação
podem ser obtidas para distância entre poços do nível mínimo (-1) até o intermediário (0) e
vazões intermediárias.
A seqüência de Figuras 5.66-5.70, mostra os Diagramas de Pareto onde é mostrada a
influência dos parâmetros operacionais e das interações entre eles na ROV para os períodos
estudados.
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo V: Resultados e discussões
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 116
Figura 5. 66. Diagrama de Pareto – Parâmetros operacionais - ROV 3 anos
Figura 5. 67. Diagrama de Pareto – Parâmetros operacionais - ROV 6 anos
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo V: Resultados e discussões
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 117
Figura 5. 68. Diagrama de Pareto – Parâmetros operacionais - ROV 9 anos
Figura 5. 69. Diagrama de Pareto – Parâmetros operacionais - ROV 12 anos
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo V: Resultados e discussões
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 118
Figura 5. 70. Diagrama de Pareto – Parâmetros operacionais - ROV 15 anos
Nos primeiros três anos, vê-se que apenas a distância entre poços com o efeito linear tem
influência negativa para a ROV. Quanto menor à distância, o óleo chega mais rapidamente ao
poço produtor e a ROV aumenta. Com o passar do tempo, a vazão começa a interferir, pois faz
com que aumente a velocidade de propagação do vapor e, quanto maior a vazão, mais rápido o
óleo flui no meio poroso .
No 12º ano percebe-se que a vazão passa a influenciar negativamente pois, como grande
parte do óleo recuperável foi produzida, a vazão cai rapidamente fazendo que ocorra a queda
também da ROV.
Ao final dos 15 anos de projeto os parâmetros que apresentam importância
estatisticamente são vazão e a distância entre poços, ambos com o efeito linear. Quanto maior a
distância entre poços, maior será a ROV no último ano de projeto.
A seqüência de Figuras 5.71-5.75, exibe as Superfícies de Resposta para a ROV,
mantendo o intervalo de completação B-B fixo, devido a pouca influência deste parâmetro.
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo V: Resultados e discussões
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 119
Figura 5. 71. Superfície de Resposta – ROV 3 anos
Figura 5. 72. Superfície de Resposta – ROV 6 anos
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo V: Resultados e discussões
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 120
Figura 5. 73. Superfície de Resposta – ROV 9 anos
Figura 5. 74. Superfície de Resposta – ROV 12 anos
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo V: Resultados e discussões
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 121
Figura 5. 75. Superfície de Resposta – ROV 15 anos
Na Figura 5.71, 3º ano de projeto, nota-se que os melhores resultados em relação à ROV,
podem ser encontrados em duas áreas distintas: uma para baixas vazões de injeção e distância
entre poços e a outra área para altas vazões e distâncias do nível intermediário (100 m).
Na Figura 5.72 observa-se que a região ótima de trabalho no 6º ano de produção pode ser
encontrada para altas vazões de injeção e distância entre poços. Para essa data , obtêm-se ROV’s
de até 60 %.
A Figura 5.73 exibe que as melhores respostas em relação à ROV para o 9º ano podem ser
encontradas para grandes distâncias entre poços e vazão de injeção de nível intermediário (37.5
ton/dia). Na região onde se tem pequenas distâncias entre poços e altas vazões de injeção mostra
que, para esse período, as vazões de óleo estariam muito baixas tornando inviável
economicamente injetar vapor.
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo V: Resultados e discussões
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 122
Analisando as Figuras 5.74 e 5.75, 3 últimos anos de produção, mostram que a região
ótima de trabalho localiza-se na região de baixas vazões de injeção de vapor e altas distâncias
entre poços. Como foram citadas acima, as vazões de óleo na região onde se tem pequenas
distâncias entre poços e altas vazões estão muito baixas de forma que se deve intervir na
produção, sendo necessário ou reduzir a vazão de injeção de vapor ou até mesmo cessá-la de
forma que o projeto não fique inviável economicamente no final.
De acordo com os resultados obtidos, pode-se perceber que, para uma distância muito
grande entre os poços, tende-se a ter a segregação gravitacional. Não se escolheu a de 70 metros
pois acarretaria na perfuração de muitos poços, tornando o projeto muito oneroso. Os resultados
mostram também que a diferença entre o fator de recuperação para as distâncias de 100 e 70
metros é muito pequena, inviabilizando trabalhar com a distância menor. Por isso a distância
entre poços adequada é a de 100 m. A Tabela 5.7 mostra um resumo do melhor resultado obtido
para cada distância.
Tabela 5. 7. Melhores resultados obtidos para cada distância entre poços estudada
Rodada
Q
Distância (m)
Completação
Np (m³ std)
Fr (%)
ROV (%)
4
25 t/dia
70
B-B
15918.60
71.45
0.00
5
25 t/dia
100
B-B
31787.80
72.80
0.07
15
37.5 t/dia
140
B-B
59311.80
66.56
8.16
Para óleos muito viscosos, a opção de trabalhar com distâncias menores seriam
interessantes, pois a diferença de densidade entre fluido injetado e fluido de reservatório seria
maior que a estudada e a segregação gravitacional atuaria mais fortemente.
As superfícies de resposta mostram que para uma distância entre poços de 100 metros, a
vazão de injeção de 25 t/dia dá melhores resultados em relação ao fator de recuperação.
Em relação ao intervalo de completação, como visto anteriormente, injetar e produzir
vapor nas camadas inferiores da zona de óleo reduz a segregação tendo assim uma melhor
eficiência de varrido vertical do reservatório e, conseqüentemente, um maior fator de
recuperação.
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo V: Resultados e discussões
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 123
Levando em consideração o que foi descrito acima, o modelo que apresenta condições
operacionais consideradas ótimas são: vazão de 25 t/dia, distância entre poços de 100 m e
intervalo de completação na base do reservatório tanto para o poço injetor quanto produtor. As
Figuras 5.76 e 5.77 mostram a saturação de gás e de óleo para esse modelo.
Figura 5. 76. Saturação final de gás – Modelo otimizado
Figura 5. 77. Saturação final de óleo – Modelo otimizado
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo V: Resultados e discussões
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 124
5.7. Análise técnico-econômica
As Tabelas 5.8 e 5.9 exibem o cálculo da receita para os dois modelos que apresentaram
melhores resultados em termos de fator de recuperação para a distância entre poços de 140 e 100
m. Os cálculos foram feitos com base no gráfico de produção acumulada de óleo.
Depois de calculadas as receitas, a seqüência de Tabelas 5.10-5.12 exibe os fluxos de
caixa para o modelo de distância de 140 m e as Tabelas 5.13-5.15 para o modelo otimizado de
100 m. Com o fluxo de caixa pronto, pode-se calcular o VPL para os três cenários.
Tabela 5. 8. Cálculo das receitas do modelo otimizado de 140 m
Ano
Produção
(m³ std)
Produção
(bbl)
Receita
Otimista
(US$)
Receita
Realista
(US$)
Receita
Pessimista
(US$)
1
255,03 1.604,07 160.406,51 112.284,56 80.203,25
2
166,46 1.047,01 104.701,44 73.291,00 52.350,72
3
186,58 1.173,55 117.354,65 82.148,25 58.677,32
4
260,53 1.638,70 163.869,68 114.708,77 81.934,84
5
1.025,37 6.449,39 644.938,88 451.457,21 322.469,44
6
3.468,36 21.815,33 2.181.532,54 1.527.072,78 1.090.766,27
7
8.547,57 53.762,59 5.376.259,13 3.763.381,39 2.688.129,56
8
9.544,30 60.031,83 6.003.183,36 4.202.228,35 3.001.591,68
9
8.816,00 55.450,96 5.545.096,50 3.881.567,55 2.772.548,25
10
7.636,20 48.030,25 4.803.024,71 3.362.117,30 2.401.512,36
11
6.174,50 38.836,43 3.883.643,18 2.718.550,23 1.941.821,59
12
4.879,30 30.689,87 3.068.986,99 2.148.290,90 1.534.493,50
13
3.819,20 24.022,04 2.402.204,24 1.681.542,96 1.201.102,12
14
2.863,90 18.013,39 1.801.338,69 1.260.937,08 900.669,34
15
1.668,50 10.494,55 1.049.454,80 734.618,36 524.727,40
Onde:
Receita = Volume de óleo (bbl) versus Preço do óleo (US$/bbl)
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo V: Resultados e discussões
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 125
Tabela 5. 9. Cálculo das receitas do modelo otimizado de 100 m
Ano Produção
(m³ std)
Produção
(bbl)
Receita
Otimista
(US$)
Receita
Realista
(US$)
Receita
Pessimista
(US$)
1
251,03
1.578,96
157.895,62
110.526,93
78.947,81
2
301,29
1.895,03
189.503,17
132.652,22
94.751,58
3
2.806,98
17.655,37
1.765.537,09
1.235.875,96
882.768,54
4
6.655,80
41.863,72
4.186.371,74
2.930.460,22
2.093.185,87
5
5.714,10
35.940,60
3.594.060,33
2.515.842,23
1.797.030,17
6
4.612,70
29.013,01
2.901.300,66
2.030.910,46
1.450.650,33
7
3.457,30
21.745,76
2.174.576,01
1.522.203,21
1.087.288,01
8
2.492,40
15.676,72
1.567.672,24
1.097.370,57
783.836,12
9
1.826,50
11.488,34
1.148.833,80
804.183,66
574.416,90
10
1.363,50
8.576,16
857.615,59
600.330,92
428.807,80
11
1.024,90
6.446,43
644.642,63
451.249,84
322.321,31
12
719,70
4.526,78
452.677,63
316.874,34
226.338,81
13
414,20
2.605,24
260.523,93
182.366,75
130.261,97
14
129,00
811,39
81.138,55
56.796,98
40.569,27
15
18,40
115,73
11.573,25
8.101,28
5.786,63
Os custos foram calculados de acordo com a Tabela 4.4 na seção 4.4 para períodos anuais.
O custo de operação e manutenção diário, é calculado para um ano e multiplicado pelo critério de
rateio que, no caso, é o volume de vapor injetado. No caso onde foi injetado 25 t/dia e como a
capacidade do gerador é de 450 t/dia, multiplica-se o custo por 0,0555 e, quando injetado 37,5
multiplica por 0,0833. Os custos de produção são calculados multiplicando a produção anual em
barris (Tabelas 5.7 e 5.8) pelo custo por barril, descrito na Tabela 4.4.
O investimento inicial é composto pelo preço de aquisição do gerador de vapor e o custo
de perfuração. Para o custo de aquisição usa-se o mesmo critério de rateio, no caso, volume de
vapor injetado. Já para o custo de perfuração, o critério utilizado é a influência do poço na malha.
Para um modelo “five spot”, tanto no poço injetor quanto no produtor, a influência é de 0.25 pois
o custo é dividido por quatro.
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo V: Resultados e discussões
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 126
Fluxos de Caixa (distância 140 m):
Tabela 5. 10. Fluxo de caixa – Distância 140 m - Cenário otimista
Ano
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
Receitas (US$)
160407 104701 117355 163870 644939 2181533 5376259 6003183 5545096 4803025 3883643 3068987 2402204 1801339 1049455
I
o
(US$)
300000
Custo - produção (US$)
37150 24249 27179 37952 149368 505243 1245142 1390337 1284244 1112381 899452 710777 556351 417190 243054
Custo - Operação (US$)
304136 304136 304136 304136 304136 304136 304136 304136 304136 304136 304136 304136 304136 304136 304136
Fluxo de Caixa
300000
-180880
-223684
-213961
-178219
191435
1372153
3826981
4308710
3956716
3386508
2680055
2054073
1541717
1080012
502265
Tabela 5. 11. Fluxo de caixa – Distância 140 m - Cenário realista
Ano
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
Receitas (US$)
112285
73291
82148
114709
451457
1527073
3763381
4202228
3881568
3362117
2718550
2148291
1681543
1260937
734618
I
o
(US$)
300000
Custo - produção (US$)
37150 24249 27179 37952 149368 505243 1245142 1390337 1284244 1112381 899452 710777 556351 417190 243054
Custo -Operação (US$)
304136 304136 304136 304136 304136 304136 304136 304136 304136 304136 304136 304136 304136 304136 304136
Fluxo de Caixa
300000
-229002
-255094
-249167
-227380
-2047
717694
2214104
2507755
2293187
1945601
1514962
1133377
821056
539611
187428
Tabela 5. 12. Fluxo de caixa – Distância 140 m - Cenário pessimista
Ano
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
Receitas (US$)
80203 52351 58677 81935 322469 1090766 2688130 3001592 2772548 2401512 1941822 1534493 1201102 900669 524727
I
o
(US$)
300000
Custo - produção (US$)
37150 24249 27179 37952 149368 505243 1245142 1390337 1284244 1112381 899452 710777 556351 417190 243054
Custo -Operação (US$)
304136 304136 304136 304136 304136 304136 304136 304136 304136 304136 304136 304136 304136 304136 304136
Fluxo de Caixa
300000 -261083 -276034 -272638 -260154 -131035 281387 1138852 1307118 1184168 984996 738234 519580 340615 179343 -22463
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo V: Resultados e discussões
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 127
Fluxos de Caixa ( Distância 100 m):
Tabela 5. 13. Fluxo de caixa – Distância 100 m - Cenário otimista
Ano
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
Receitas (US$)
157896
189503
1765537
4186372
3594060
2901301
2174576
1567672
1148834
857616
644643
452678
260524
81139
11573
I
o
(US$)
266667
Custo - produção (US$)
36569 43889 408898 969564 832384 671941 503632 363073 266070 198624 149299 104840 60337 18792 2680
Custo -Operação (US$)
202758 202758 202758 202758 202758 202758 202758 202758 202758 202758 202758 202758 202758 202758 202758
Fluxo de Caixa
266667
-81431
-57143
1153881
3014051
2558918
2026602
1468187
1001842
680006
456234
292586
145080
-2571
-140411
-193865
Tabela 5. 14. Fluxo de caixa - Distância 100 m - Cenário realista
Ano
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
Receitas (US$)
110527
132652
1235876
2930460
2515842
2030910
1522203
1097371
804184
600331
451250
316874
182367
56797
8101
I
o
(US$)
266667
Custo - produção (US$)
36569 43889 408898 969564 832384 671941 503632 363073 266070 198624 149299 104840 60337 18792 2680
Custo -Operação (US$)
202758 202758 202758 202758 202758 202758 202758 202758 202758 202758 202758 202758 202758 202758 202758
Fluxo de Caixa
266667
-128799
-113994
624220
1758139
1480700
1156212
815814
734298
335356
198950
99193
9277
-80728
-164752
-197337
Tabela 5. 15. Fluxo de caixa - Distância 100 m - Cenário pessimista
Ano
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
Receitas (US$)
78948
94752
882769
2093186
1797030
1450650
1087288
783836
574417
428808
322321
226339
130262
40569
5787
I
o
(US$)
266667
Custo - produção (US$)
36569 43889 408898 969564 832384 671941 503632 363073 266070 198624 149299 104840 60337 18792 2680
Custo -Operação (US$)
202758 202758 202758 202758 202758 202758 202758 202758 202758 202758 202758 202758 202758 202758 202758
Fluxo de Caixa
266667 -160378 -151895 271113 920865 761888 575952 380899 218006 105589 27427 -29735 -81259 -132833 -180980 -199651
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo V: Resultados e discussões
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 128
As Tabelas 5.16, 5.17 e 5.18 exibem o cálculo do Valor Presente Líquido (VPL) médio,
variância e desvio padrão e coeficiente de variação (relação risco-retorno) respectivamente.
Cálculo do VPL médio:
Tabela 5. 16. Cálculo do VPL médio
Cenário
Probabilidade
VPL (US$)- 140 m
VPL (US$) – 100 m
1
0,3333
$6.053.375,51
$5.481.138,16
2
0,3333
$2.878.555,34
$2.840.469,25
3
0,3333 $762.008,56 $969.553,67
Médio
$3.230.990,01
$3.096.743,99
Cálculo da variância e do desvio padrão:
Tabela 5. 17. Cálculo da variância e do desvio padrão
Modelo
Variância (σ²)
Desvio-padrão (σ)
140 m
4,72817E+12
2.174.436,39
100 m
3,42497E+12
1.850.668,64
Cálculo do coeficiente de variação (Relação risco-retorno):
Tabela 5. 18. Cálculo do coeficiente de variação
Modelo
CV
140 m
0,6730
100 m
0,5976
Como foi dito anteriormente, para o modelo de distância entre poços de 140 m tem-se
uma área de cobertura em torno de 10000 m², enquanto o modelo de distância de 100 m cobre
uma área próxima de 5000 m². Então para fazermos uma análise correta de VPL deve-se
comparar os modelos de forma que :
2.VPL
100 m
> VPL
140 m
2.(3.096.743,99) > 3.230.991,01
6.193.487,98 > 3.230.991,01
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo V: Resultados e discussões
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 129
Logo pode ser observado que o modelo de distância entre poços de 100 m tem um VPL
91,69 % maior que o modelo de distância 140 m. Por isso o modelo otimizado de 100 m é mais
rentável.
Pode-se concluir também que o modelo otimizado de 100 m possui uma menor relação
risco retorno em relação ao outro modelo. Esse fator é muito importante para a tomada de decisão
entre alternativas de produção.
Analisando o fluxo de caixa do cenário realista, que apresenta um VPL próximo ao
médio, vê-se que a partir do 12º ano os fluxos de caixa são negativos. A partir desta data pode-se
fazer estudos para injeção de fluidos alternativos como água, gás ou simplesmente deixar o
reservatório produzir sem nenhum método de recuperação. Para o modelo otimizado de 100 m,
resolveu-se então adotar a estratégia de não injetar fluidos deixando o poço produzir livremente a
partir do 12º ano e, com isto, não terá mais o custo de operação e manutenção do gerador de
vapor, que representa a maioria do custo total anual.
Em princípio, pode-se esperar um aumento considerável no VPL mas não se deve
esquecer que se trata de um fluxo de caixa descontado, onde essas alterações são no final do
projeto. Outra coisa importante é que o volume de óleo nesses 4 anos finais de projeto será menor
do que continuando com a injeção de vapor.
A Tabela 5.19 apresenta o cálculo das receitas para o modelo otimizado com interrupção
de vapor ao final do 11º ano e as Tabelas 5.20, 5.21 e 5.22 os fluxos de caixa.
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo V: Resultados e discussões
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 130
Tabela 5. 19. Cálculo das receitas para o modelo com interrupção do vapor no 11º ano
Ano
Produção
(m³ std)
Produção
(bbl)
Receita
Otimista
(US$)
Receita
Realista
(US$)
Receita
Pessimista
(US$)
1
251,03
1.578,96
157.895,62
110.526,93
78.947,81
2
301,29
1.895,03
189.503,17
132.652,22
94.751,58
3
2.806,98
17.655,37
1.765.537,09
1.235.875,96
882.768,54
4
6.655,80
41.863,72
4.186.371,74
2.930.460,22
2.093.185,87
5
5.714,10
35.940,60
3.594.060,33
2.515.842,23
1.797.030,17
6
4.612,70
29.013,01
2.901.300,66
2.030.910,46
1.450.650,33
7
3.457,30
21.745,76
2.174.576,01
1.522.203,21
1.087.288,01
8
2.492,40
15.676,72
1.567.672,24
1.097.370,57
783.836,12
9
1.826,50
11.488,34
1.148.833,80
804.183,66
574.416,90
10
1.363,50
8.576,16
857.615,59
600.330,92
428.807,80
11
1.024,90
6.446,43
644.642,63
451.249,84
322.321,31
12
1.055,20
6.637,01
663.700,75
464.590,53
331.850,38
13
1.005,20
6.322,52
632.251,70
442.576,19
316.125,85
14
786,40
4.946,31
494.630.66
346.241,46
247.315,33
15
572,00
3.597,77
359.777,13
251.843,99
179.888,57
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo V: Resultados e discussões
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 131
Tabela 5. 20. Fluxo de caixa – Modelo com interrupção do vapor - Cenário otimista
Ano
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
Receitas (US$)
157896
189503
1765537
4186372
3594060
2901301
2174576
1567672
1148834
857616
644643
663701
632252
494631
359777
I
o
(US$)
266667
Custo - produção (US$)
36569 43889 408898 969564 832384 671941 503632 363073 266070 198624 149299 153713 146429 114556 83324
Custo -Operação (US$)
202758 202758 202758 202758 202758 202758 202758 202758 202758 202758 202758
Fluxo de Caixa
266667
-81431
-57143
1153881
3014051
2558918
2026602
1468187
1001842
680006
456234
292586
509988
485822
380074
276453
Tabela 5. 21. Fluxo de caixa – Modelo com interrupção do vapor - Cenário realista
Ano
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
Receitas (US$)
110527
132652
1235876
2930460
2515842
2030910
1522203
1097371
804184
600331
451250
464591
442576
346241
251844
I
o
(US$)
266667
Custo - produção (US$)
36569
43889
408898
969564
832384
671941
503632
363073
266070
198624
149299
153713
146429
114556
83324
Custo -Operação (US$)
202758
202758
202758
202758
202758
202758
202758
202758
202758
202758
202758
Fluxo de Caixa
266667
-
128799 -113994 624220 1758139 1480700 1156212 815814 734298 335356 198950 99193 310877 296147 231685 168520
Tabela 5. 22. Fluxo de caixa – Modelo com interrupção do vapor - Cenário pessimista
Ano
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
Receitas (US$)
78948
94752
882769
2093186
1797030
1450650
1087288
783836
574417
428808
322321
331850
316126
247315
179889
I
o
(US$)
266667
Custo - produção (US$)
36569 43889 408898 969564 832384 671941 503632 363073 266070 198624 149299 153713 146429 114556 83324
Custo -Operação (US$)
202758
202758
202758
202758
202758
202758
202758
202758
202758
202758
202758
Fluxo de Caixa
266667
-
160378
-151895
271113
920865
761888
575952
380899
218006
105589
27427
-29735
178137
169696
132759
96564
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo V: Resultados e discussões
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 132
A Tabela 5.23 exibe o cálculo do Valor Presente Líquido (VPL) médio. A variância
e o desvio padrão, coeficiente de variação são mostrados abaixo.
Tabela 5. 23. Cálculo do VPL médio – Modelo com interrupção do vapor
Cenário
Probabilidade
VPL (US$)
1
0,3333
$5.760.078,38
2
0,3333
$3.059.082,92
3
0,3333
$1.147.949,63
Médio
$3.322.038,08
Variância (σ
2
): 3,57959E+12
Desvio-padrão (σ): 1.891.980,67
CV: 0,5695
Sendo assim, tem-se agora que:
2.VPL
MO
> VPL
MB
2.(3.322.038,08) > 3.230.991,01
6.644.076,16 > 3.230.991,01
Agora o modelo otimizado tem um VPL 105,64 % maior que o modelo de distância
140 m e 13,95% maior que o modelo otimizado com 15 anos de injeção de vapor.
Observa-se
também que a relação risco retorno é o menor dos três. Isso significa que
o projeto de injeção de vapor com interrupção de injeção no fim do 11
º ano possui menor
risco que os outros dois analisados.
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo V: Resultados e discussões
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 133
5.8. Segregação gravitacional em reservatórios heterogêneos
Nesta seção do trabalho, buscou-se mostrar a influência de uma camada de baixa
permeabilidade e baixa porosidade no reservatório, em três diferentes posições (base, centro e
topo da zona de óleo) de forma que em alguns casos ele foi benéfico para a recuperação final e
em outros prejudicou a recuperação.
Devido à baixa porosidade, os modelos que apresentam heterogeneidade possuem
volumes de óleo “in place” (VOIP) menores do que o modelo homogêneo.
Também se buscou encontrar soluções operacionais para reduzir a segregação
gravitacional nesses tipos de reservatório, aumentando assim a produção de óleo.
5.8.1. Segregação gravitacional em reservatórios heterogêneos – modelo base
Para o estudo foi utilizado o modelo que apresentou a segregação gravitacional com maior
intensidade para verificar como se dá a segregação em reservatórios heterogêneos. As principais
características da rocha-reservatório e dos fluidos do modelo foram:
Permeabilidade horizontal do reservatório: 500 mD;
Permeabilidade horizontal da camada de baixa permeabilidade: 100 mD;
Relação K
v
/K
h
: 0,2;
Relação K
v
/K
h
da camada de baixa permeabilidade: 0,2;
Porosidade do reservatório: 30%;
Porosidade da camada de baixa permeabilidade: 15%;
Espessura da capa de gás: 6 m;
Espessura da zona de água: 6 m;
Viscosidade do óleo: 3000 cP;
Espessura da zona de óleo: 40 m
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo V: Resultados e discussões
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 134
Os gráficos das Figuras 5.78 e 5.79 apresentam os resultados de produção acumulada de
óleo e vazão de óleo encontrado para os três casos com heterogeneidade em relação ao modelo
homogêneo.
Figura 5. 78. Gráfico produção acumulada de óleo versus tempo - Heterogeneidades
Figura 5. 79. Gráfico vazão de óleo versus tempo - Heterogeneidades
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo V: Resultados e discussões
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 135
Como pode ser visto, o modelo que apresenta a heterogeneidade na base do reservatório,
apresentou uma maior produção acumulada de óleo em relação ao modelo homogêneo,
significando um maior fator de recuperação como mostra a Figura 5.78.
O gráfico de vazão de óleo (Figura 5.79) mostra que o banco de óleo chegou primeiro
para o modelo com a heterogeneidade na base devido não haver a presença de barreiras que
dificultassem a ascensão e propagação do vapor, além de que apresentou o maior pico de vazão
de produção de óleo devido ao vapor migrar para o topo do reservatório e fluir mais rapidamente
para o poço produtor. Já com a heterogeneidade no topo da zona de óleo ocorre que, por esta
apresentar baixa permeabilidade, o vapor tem maior dificuldade para migrar para o topo e, com
isso, não houve tempo necessário para produzir todo o banco de óleo aquecido. Outra razão
importante para a não chegada do banco de óleo ao poço produtor foi devido o vapor não ter
conseguido atingir a zona de gás.
A seqüência de Figuras 5.80-5.82 aponta a saturação de gás nos três modelos, para oito
anos de projeto.
Figura 5. 80. Saturação de gás ao final do 8º ano de produção- Heterogeneidade na base da zona
de óleo
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo V: Resultados e discussões
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 136
Figura 5. 81. Saturação de gás ao final do 8º de produção - Heterogeneidade no centro da zona de
óleo
Figura 5. 82. Saturação de gás ao final do 8º de produção - Heterogeneidade no topo da zona de
óleo
Analisando o comportamento do vapor ao final do 8º ano, percebe-se que no modelo em
que a camada de baixa permeabilidade está na base, já ocorre à irrupção do vapor no poço
produtor, significando que o banco de óleo chegou ao poço produtor e, a partir daí, começa o
aumento na vazão de óleo como visto no gráfico acima. Neste mesmo tempo, temos a formação
de 2 zonas de vapor, para o modelo de reservatório com a heterogeneidade no centro do
reservatório, formando duas frentes de vapor distintas.
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo V: Resultados e discussões
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 137
Já para o modelo onde a heterogeneidade está em cima, percebe-se que a camada de baixa
permeabilidade está retardando a frente de avanço do vapor e, com isso, a irrupção do vapor no
poço produtor acontecerá mais tardiamente.
Ao final do 12º ano, ocorreu a irrupção do vapor no poço produtor do modelo em que a
heterogeneidade está no centro da zona de óleo (Figura 5.83). É importante notar que as duas
zonas de vapor foram desfeitas pois, com o tempo, o vapor conseguiu migrar para o topo do
reservatório.
Já o modelo que apresenta a heterogeneidade no topo do reservatório, o seu banco de óleo
não chegou ao poço produtor, permanecendo com baixas vazões de óleo como mostra a Figura
5.84. Para este modelo o fenômeno da segregação ocorre com menor intensidade.
Figura 5. 83. Saturação de gás ao final do 12º ano de produção- Heterogeneidade no centro da
zona de óleo
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo V: Resultados e discussões
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 138
Figura 5. 84. Saturação de gás ao final do 12º ano de produção - Heterogeneidade no topo da
zona de óleo
Ao final dos 15 anos de projeto, observou-se que o modelo que apresentava a
heterogeneidade na base do reservatório teve melhor resposta sendo melhor até, em termos de
fator de recuperação que o modelo base homogêneo. Logo, neste caso, a presença de uma camada
de baixa permeabilidade na base do reservatório foi benéfica. Para os outros dois casos, viu-se
que a presença da heterogeneidade prejudicou o desempenho do reservatório, sendo que estes
tiveram fatores de recuperação menores que o modelo base. É importante observar que isso
ocorreu para estas condições operacionais de produção. Com mudanças operacionais, os
reservatórios poderiam apresentar respostas diferentes, como por exemplo um aumento de vazão
ou se fosse utilizado um intervalo de completação que reduzisse a segregação.
A Tabela 5.24 exibe o resumo dos resultados obtidos para os quatro casos:
Tabela 5. 24. Quadro resumo dos resultados obtidos
Modelo
Np (m³ std)
VOIP
Fr (%)
ROV (%)
Heterogêneo – base
38567
73788
52,3
31,1
Heterogêneo - centro
21177
73295
28,9
35,5
Heterogêneo – topo
14996
73881
20,3
77,0
Homogêneo
32514
89110
36,5
47,5
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo V: Resultados e discussões
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 139
É importante observar que, apesar de apresentar uma maior segregação gravitacional, o
modelo de heterogeneidade na base apresentou um maior fator de recuperação em relação aos
outros três casos, pois o vapor conseguiu atingir a zona de gás e se propagou rapidamente até o
poço produtor levando o banco de óleo que, nos outros casos, chegou mais tardiamente e não
conseguiu ser produzido.
Apesar do modelo homogêneo também não apresentar barreira que dificulte a migração
do vapor para o topo, a área de propagação do vapor no reservatório é maior e no modelo de
heterogeneidade na base o vapor atua pouco na base mas com grande volume de gás do centro até
o topo do reservatório fluindo com maior velocidade.
As Figuras 5.85, 5.86 e 5.87 apontam a saturação de óleo ao final dos 15 anos de projeto.
Estas mostram onde o vapor não foi atuante e, por isso, o óleo ficou retido formando os bancos
de óleo.
Figura 5. 85. Saturação de óleo ao final do período de produção - Heterogeneidade na base da
zona de óleo
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo V: Resultados e discussões
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 140
Figura 5. 86. Saturação de óleo ao final do período de produção- Heterogeneidade no centro da
zona de óleo
Figura 5. 87. Saturação de óleo ao final do período de produção - Heterogeneidade no topo da
zona de óleo
5.8.1.1. Influência do intervalo de completação em reservatórios heterogêneos
Um parâmetro operacional muito importante que influencia na recuperação final de óleo é
o intervalo de completação. Mudanças no intervalo de completação podem acarretar em uma boa
solução para reduzir a segregação gravitacional do vapor, aumentar a produção de óleo sem
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo V: Resultados e discussões
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 141
nenhum custo adicional, como se tem ao aumentar a vazão, por exemplo. Daí a importância desse
parâmetro.
Inicialmente fez-se um estudo de intervalo de completação, não canhoneando na área
onde está localizada a heterogeneidade, não se injetando vapor nem produzindo fluidos nessa
área. A Tabela 5.25 mostra os resultados obtidos para essas mudanças.
Tabela 5. 25. Resultados para não injeção e produção nas heterogeneidades
Modelo
Np (m³ std)
VOIP (m³)
Fr (%)
ROV (%)
Heterogêneo - baixo
40753
73788
55,2
28,2
Heterogêneo - centro
20475
73295
27,9
34,3
Heterogêneo - topo
32862
73881
44,5
74,3
De acordo com os resultados encontrados e, comparando com a Tabela 5.24, observa-se
que não houve muita diferença para a heterogeneidade na base e no centro mas, houve um
aumento de 3% para o reservatório que apresenta a heterogeneidade na base e uma redução de
quase 1 % para que apresenta a camada no centro.
Para a heterogeneidade no topo, o fator de recuperação passou de 20,30% para 44,48%,
ou seja, mais que dobrou.
A Figura 5.88 exibe a saturação final de gás para o modelo com a heterogeneidade no
topo, sendo que a injeção de vapor e a produção de fluidos foram feitos fora da camada que
apresenta a heterogeneidade.
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo V: Resultados e discussões
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 142
Figura 5. 88. Saturação de gás ao final do período de produção – Heterogeneidade no topo –
perfurações fora da heterogeneidade
Como pode ser observado na Figura 5.88 o vapor apresenta um melhor varrido para esse
caso do que no mostrado com a injeção do vapor em todo o intervalo da zona de óleo. Isso ocorre
porque para menor área canhoneada, o vapor se propaga com maior velocidade, reduzindo assim
a velocidade de segregação e, por estar na base, migra para o topo do reservatório mais
tardiamente.
A Figura 5.89 exibe a saturação de óleo ao final de 15 anos de projeto, onde se percebe
que o óleo ficou armazenado na zona em que o vapor não atuou. Nessas áreas têm-se saturações
de óleo da ordem de 65%. Nas outras áreas do reservatório as saturações estão numa faixa de 30-
40%
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo V: Resultados e discussões
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 143
Figura 5. 89. Saturação de óleo ao final do período de produção – Heterogeneidade no topo –
perfurações fora da heterogeneidade
Fazendo o estudo de outras possibilidades de completação para esses tipos de
reservatório, encontrou-se que para reservatórios com heterogeneidades no centro, a melhor
solução obtida foi injetar o vapor abaixo da heterogeneidade. O resultado obtido está mostrado na
Figura 5.90.
Figura 5. 90. Saturação de gás ao final do período de produção – Heterogeneidade no centro –
injeção de vapor e produção na base
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo V: Resultados e discussões
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 144
Observa-se que a segregação gravitacional do vapor ocorre com pouca intensidade, o que
leva a um fator de recuperação maior e, ao contrário do que normalmente ocorre, o banco de óleo
ficou armazenado no topo do reservatório.
Para esse caso o fator de recuperação obtido foi de 47,75% , resultado bem maior que os
obtidos com a injeção de vapor em todo intervalo da zona de óleo e injetando fora da área
ocupada pelas heterogeneidades.
Já para o caso de heterogeneidade no topo, obteve-se como melhor solução, o mesmo
intervalo que reduziu a segregação gravitacional para reservatório homogêneo, ou seja, injetar e
produzir na base do reservatório.
A Figura 5.91 mostra a saturação final de gás para o modelo com heterogeneidade no
topo, onde se obteve um fator de recuperação de 49,38%.
Figura 5. 91. Saturação de gás ao final do período de produção – Heterogeneidade no topo –
injeção de vapor e produção na base
Em resumo, a Tabela 5.26 mostra os melhores resultados obtidos para diferentes
intervalos de completação, em termos de fator de recuperação e razão óleo-vapor.
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo V: Resultados e discussões
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 145
Tabela 5. 26. Melhores resultados – Intervalo de Completação
Modelo
Np (m³ std)
VOIP (m³ std)
Fr (%)
ROV (%)
Heterogêneo - baixo
40753
73788
55,23
28,16
Heterogêneo - centro
35002
73295
47,75
24,35
Heterogêneo - topo
36484
73881
49,38
58,27
5.8.2. Influência do aumento de vazão em reservatórios heterogêneos
De acordo com tudo que foi visto em relação a heterogeneidades, observou-se que
mudanças nas condições operacionais podem acarretar em resultados diferentes da análise inicial,
como no intervalo de completação.
Para realizar o estudo da vazão de injeção de vapor, utilizaram-se os modelos que
apresentavam os melhores resultados na completação (Tabela 5.25) e aumentou-se a vazão de 25
ton/dia para 50 ton/dia, para verificar se o aumento de vazão acarretará num grande aumento no
fator de recuperação.
Foi utilizada a vazão de 50 ton/dia pois, no estudo prévio realizado nesse mesmo trabalho,
observou-se que para vazões maiores que essa não há respostas consideráveis no fator de
recuperação.
As Figuras 5.92 e 5.93 mostram as produções acumuladas de óleo e as vazões de óleo
respectivamente, onde se observa que o modelo homogêneo possui melhores resultados em
relação aos três casos com heterogeneidade.
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo V: Resultados e discussões
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 146
Figura 5. 92. Gráfico produção acumulada de óleo versus tempo – Vazão de injeção 50 t/dia
Figura 5. 93. Gráfico vazão de óleo versus tempo – vazão de injeção 50 t/dia
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo V: Resultados e discussões
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 147
Observa-se na Figura 5.92 que os resultados para N
p
tiveram um aumento em relação à
produção encontrada para a mudança no intervalo de completação (Tabela 5.25), com exceção da
heterogeneidade no centro, onde um aumento de vazão acarretou em uma redução no fator de
recuperação.
Nesses casos notou-se que a produção acumulada de óleo para o modelo no topo e na base
tiveram praticamente o mesmo resultado.
Nota-se na Figura 5.93 que os bancos de óleo para os quatro modelos chegam quase ao
mesmo tempo sendo que a diferença do que chega primeiro (heterogeneidade na base) e por
último (heterogeneidade no topo) é em torno de 1 ano. A vazão de óleo mostra que o maior pico
de vazão ocorre justamente no caso da heterogeneidade no topo do reservatório.
O modelo que apresentou uma maior vazão de óleo final foi o modelo com
heterogeneidade no centro.
A Tabela 5.27 apresenta os resultados obtidos com o aumento de vazão, em termos de
fator de recuperação e razão óleo vapor (ROV).
Tabela 5. 27. Resultados – vazão de 50 ton/dia
Modelo
Np (m³ std)
VOIP (m³ std)
Fr (%)
ROV (%)
Heterogêneo - base
44711
73788
60,6
3,1
Heterogêneo - centro
33687
73295
46,0
5,7
Heterogêneo - topo
44755
73881
60,6
1,2
Homogêneo
57024
89110
64,0
0,6
O modelo homogêneo utilizado foi o que apresentou melhor resposta para o fator de
recuperação, com uma vazão de 50 ton/dia e distância entre poços de 140 m.
As Figuras 5.94, 5.95 e 5.96 exibem a saturação de gás no quarto ano de projeto. É
interessante notar que as heterogeneidades na base (Figura 5.94) e no centro (Figura 5.96), a
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo V: Resultados e discussões
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 148
irrupção do vapor no poço produtor acontece neste ano, sendo que no centro ocorre a chegada da
primeira zona de vapor.
Em relação à heterogeneidade no topo (Figura 5.95), esta faz com que ocorra uma
redução na velocidade de propagação do vapor. Apenas a zona de gás do reservatório faz com
que o gás se propague rapidamente para o poço produtor.
A Figura 5.96 mostra duas zonas de vapor, separadas pela camada de baixa
permeabilidade e porosidade. Com o tempo, o vapor consegue migrar e esta zona começa a se
desfazer. Se a barreira fosse impermeável, ela ficaria todo o tempo com as duas zonas de vapor.
Figura 5. 94. Saturação de gás no 4º ano de produção - Heterogeneidade na base- vazão de
injeção 50 t/dia
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo V: Resultados e discussões
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 149
Figura 5. 95. Saturação de gás no 4º ano de produção - Heterogeneidade no topo- vazão de
injeção 50 t/dia
Figura 5. 96. Saturação de gás no 4º ano de produção - Heterogeneidade no centro- vazão de
injeção 50 t/dia
As Figuras 5.97, 5.98 e 5.99 apresentam a saturação final de gás para os três modelos com
heterogeneidade.
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo V: Resultados e discussões
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 150
Figura 5. 97. Saturação de gás no período final de produção - Heterogeneidade na base- vazão de
injeção 50 t/dia
Figura 5. 98. Saturação de gás no período final de produção - Heterogeneidade no topo- vazão de
injeção 50 t/dia
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo V: Resultados e discussões
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 151
Figura 5. 99. Saturação de gás no período final de produção - Heterogeneidade no centro- vazão
de injeção 50 t/dia
No modelo de heterogeneidade na base, o vapor apresentou um bom varrido na parte
superior do reservatório, como pode ser visto na Figura 5.97. Observa-se que o óleo que está na
base não foi deslocado pois devido à segregação, o vapor migra para o topo do reservatório, além
de que não foi injetado vapor nessa área.
No modelo com a heterogeneidade no centro (Figura 5.99), o vapor não conseguiu atuar
em toda essa área e, como não se está injetando no topo, o vapor quase não chegou na parte
superior não conseguindo varrer parte desse óleo.
A Figura 5.98 mostra o modelo com a heterogeneidade no topo, onde se vê que o vapor
não conseguiu invadir por completo essa área do reservatório, ficando ali um acumulado de óleo.
Pode ser notada pela saturação de gás, uma melhor distribuição do vapor para este tipo de
reservatório em relação aos outros dois casos.
A seqüência de Figuras 5.100-5.102 mostra as saturações finais de óleo para os três casos.
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo V: Resultados e discussões
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 152
Figura 5. 100. Saturação de óleo ao final do período de produção - Heterogeneidade na base -
vazão de injeção 50 t/dia
Figura 5. 101. Saturação de óleo ao final do período de produção - Heterogeneidade no centro -
vazão de injeção 50 t/dia
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo V: Resultados e discussões
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 153
Figura 5. 102. Saturação de óleo ao final do período de produção - Heterogeneidade no topo -
vazão de injeção 50 t/dia
Nota-se que para a heterogeneidade na base, o óleo fica retido nessa região devido à
segregação do vapor além de que não se injetou vapor nessa área, como destaca a Figura 5.100.
No caso da heterogeneidade no centro, Figura 5.101, como foi injetado vapor na base do
reservatório, o óleo ficou acumulado no topo pois a barreira criou dificuldade para o vapor migrar
para o topo do reservatório.
Já o caso da barreira no topo (Figura 5.102) apresentou um melhor varrido do vapor,
porém apenas uma pequena área no topo do reservatório próximo ao poço produtor apresentou
um acúmulo de óleo.
CAPÍTULO VI:
Conclusões e recomendações
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo VI: Conclusões e recomendações
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 155
6. Conclusões
Neste capítulo são apresentadas as conclusões mais importantes encontradas no trabalho
para o modelo estudado.
Todos os parâmetros da rocha-reservatório utilizados nesse trabalho influenciaram
na segregação gravitacional, com exceção da porosidade;
Espessura da zona de óleo e viscosidade foram os parâmetros que mais
influenciaram na segregação gravitacional;
O aumento da permeabilidade e da espessura da zona de óleo, aumenta a
segregação gravitacional e também o fator de recuperação;
Reduzindo a distância entre poços, reduz a segregação mas, se muito pequenas,
torna o projeto oneroso;
O aumento de vazão reduz a segregação gravitacional mas chega a um ponto que,
aumentando-a, não se torna eficiente para reduzir o fenômeno e aumentar o fator de
recuperação.
Encontrou-se um intervalo de completação ótimo que, mantendo todos os outros
parâmetros constantes, reduziu a segregação gravitacional que consiste em injetar vapor e
produzir fluidos na base do reservatório;
Obteve-se um modelo de condições operacionais ótima, para atuar em um caso
que apresentou a segregação com grande intensidade;
O modelo otimizado de 100 m de distância entre poços apresentou um VPL
91,69% maior do que o VPL do modelo de melhor resultado em termos de fator de
recuperação para 140 m de distância;
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo VI: Conclusões e recomendações
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 156
O modelo otimizado com a interrupção do vapor no 11º ano de projeto, apresentou
um VPL 13,95% maior do que o modelo sem interrupção;
Mantendo as condições operacionais do modelo inicial, a presença de uma camada
de baixa permeabilidade na base do reservatório foi benéfica para reduzir a segregação e,
com isso, aumentar o fator de recuperação;
Com a perfuração fora da heterogeneidade tanto no poço injetor quanto no
produtor, os resultados obtidos foram próximos ao completando toda a zona de óleo, com
exceção do modelo que apresenta a heterogeneidade no topo, onde o fator de recuperação
mais que dobrou.
Encontraram-se, para todos os casos, intervalos de completação que retornam
fatores de recuperação maiores que os obtidos inicialmente, onde a perfuração era feita
em toda a zona de óleo.
Com o aumento da vazão de injeção de vapor, o único caso que não resultou em
um melhor fator de recuperação foi o que apresenta a heterogeneidade no centro da zona
de óleo.
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Capítulo VI: Conclusões e recomendações
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 157
6.1. Recomendações
Estudo de injeção de um fluido alternativo ao vapor, de menor custo que possa
levar a maiores fatores de recuperação;
É necessário fazer um estudo detalhado do reservatório antes de escolher as
condições operacionais adequadas pois a validade do modelo otimizado está vinculada
aos intervalos dos parâmetros estudados;
Estudo mais complexo do comportamento da segregação gravitacional para
reservatórios heterogêneos;
Estudo mais aprofundado da segregação gravitacional em reservatórios delgados,
assim como a viabilidade técnica-econômica de produção nesses tipos de reservatórios.
Análise técnico-econômica das alternativas que vierem a substituir o vapor;
Estudo da segregação gravitacional para óleos de maior viscosidade do que os
estudados nesse trabalho;
Referências Bibliográficas
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Referências bibliográficas
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 159
Referências bibliográficas
BARILLAS J. L. M. Estudo do processo de drenagem gravitacional de óleo com injeção
contínua de vapor em poços horizontais. 2005. 183 f. Dissertação (Mestrado em Engenharia
Química) – Centro de Tecnologia, Departamento de Engenharia Química, Programa de Pós-
Graduação em Engenharia Química, Universidade Federal do Rio Grande do Norte, Natal.
CMG, Computer Modelling Group Ltda. Guía para el usuario. Steam, Thermal and Advanced
Reservoir Simulator - STARS. Versão 2007.11, Calgary-Alberta-Canadá.
FAROUQ ALI S. M. Heavy oil-evermore mobile. Journal of Petroleum Science & Engineering.
37, 5-9, 2003.
FAROUQ ALI S. M. Selected aspects of steam injection processes. Edmonton, Alberta, Canada:
University of Alberta, 1995.
JENKINS M. K. An analytical model for water/gas miscible displacements. Society of
Petroleum Engineers: Abril, 1984.
KUMAR M.; Hong K.C. Effects of Wellbore Steam Segregation on Steamflood Performance.
Society of Petroleum Engineers: Fevereiro, 1992
NEUMAN.C.H. A Gravity Override Model of Steamdrive. Society of Petroleum Engineers:
Janeiro, 1985.
QUEIROZ G. O. Otimização da injeção cíclica de vapor em reservatórios de óleo pesado. 2006.
135f. Dissertação (Mestrado em Engenharia Química) – Centro de Tecnologia, Departamento
de Engenharia Química, Programa de Pós-Graduação em Engenharia Química, Universidade
Federal do Rio Grande do Norte, Natal.
ROSA A. J.; Carvalho, R. S.; Xavier J. A. D. Engenharia de reservatórios de petróleo. Rio de
Janeiro: Interciência, 2006.
ROSSEN W.R.; Van Dujin C.J. Gravity segregation in steady-state horizontal flow in
homogeneous reservoirs. Journal of Petroleum Science & Engineering. 43, 99-111, 2004.
ROSSEN W.R. et al. Injection Strategies To Overcome Gravity Segregation in Simultaneous Gas
and Liquid Injection Into Homogeneous Reservoirs. Society of Petroleum Engineers- 99794:
Abril, 2006.
ROSSEN W.R.; Shen C. Gravity Segregation in Gas-Injection IOR. Society of Petroleum
Engineers-107262: Junho, 2007.
Dissertação de Mestrado PPGCEP / UFRN Referências bibliográficas
Marcos Allyson Felipe Rodrigues 160
SCHIOZER, D. J. Texto Auxiliar para simulação numérica de reservatórios. UNICAMP.75 p.
Disponível em: < http://www.dep.fem.unicamp.br/denis/ip341/pp321_auxiliar.pdf> Acesso
em 15 de dezembro 2007.
SHAN, D. Simulation study of gravity override for foam processes. 2001. Tese de Doutorado –
Universidade do Texas, Austin.
SHI, J. -X.; Rossen, W.R. Simulation and dimensional analysis of foam processes in porous
media. Journal SPE Reservoir Evaluation & Engineeering 1, 148-154.
SPIVAK, A. Gravity Segregation in Two-Phase Displacement Processes. Society of Petroleum
Engineers- 4630: Dezembro, 1974.
STONE H. L. Vertical conformance in an alternating water-miscible gas flood. Society of
Petroleum Engineers- 11130: Setembro, 1982.
Livros Grátis
( http://www.livrosgratis.com.br )
Milhares de Livros para Download:
Baixar livros de Administração
Baixar livros de Agronomia
Baixar livros de Arquitetura
Baixar livros de Artes
Baixar livros de Astronomia
Baixar livros de Biologia Geral
Baixar livros de Ciência da Computação
Baixar livros de Ciência da Informação
Baixar livros de Ciência Política
Baixar livros de Ciências da Saúde
Baixar livros de Comunicação
Baixar livros do Conselho Nacional de Educação - CNE
Baixar livros de Defesa civil
Baixar livros de Direito
Baixar livros de Direitos humanos
Baixar livros de Economia
Baixar livros de Economia Doméstica
Baixar livros de Educação
Baixar livros de Educação - Trânsito
Baixar livros de Educação Física
Baixar livros de Engenharia Aeroespacial
Baixar livros de Farmácia
Baixar livros de Filosofia
Baixar livros de Física
Baixar livros de Geociências
Baixar livros de Geografia
Baixar livros de História
Baixar livros de Línguas
Baixar livros de Literatura
Baixar livros de Literatura de Cordel
Baixar livros de Literatura Infantil
Baixar livros de Matemática
Baixar livros de Medicina
Baixar livros de Medicina Veterinária
Baixar livros de Meio Ambiente
Baixar livros de Meteorologia
Baixar Monografias e TCC
Baixar livros Multidisciplinar
Baixar livros de Música
Baixar livros de Psicologia
Baixar livros de Química
Baixar livros de Saúde Coletiva
Baixar livros de Serviço Social
Baixar livros de Sociologia
Baixar livros de Teologia
Baixar livros de Trabalho
Baixar livros de Turismo
