UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO NORTE – UFRN
CENTRO DE TECNOLOGIA – CT
CURSO DE GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA DO PETRÓLEO
TRABALHO DE CONCLUSÃO DE CURSO
Marcelly Maria Antas Teixeira
ESTUDO DO PROCESSO DE INJEÇÃO DE CO2 (GAGD) APLICADO A UM
RESERVATÓRIO DE ÓLEO LEVE.
Orientadora: Prof. Drª. Jennys Lourdes Meneses Barillas
Natal/RN, Novembro de 2016
ii Marcelly Maria Antas Teixeira
iii Marcelly Maria Antas Teixeira
DEDICATÓRIA
Dedico este trabalho aos meus pais,
José Marcelo de Lira Teixeira e
Roseli Antas Pereira Pinto Teixeira,
que nunca me deixaram faltar coisa
alguma.
iv Marcelly Maria Antas Teixeira
AGRADECIMENTOS
Primeiramente agradeço a Deus, que sempre foi meu refúgio e a segurança de que
Sua vontade estaria sendo feita a qualquer circunstância, me mantendo forte em
momentos de dificuldades, me agraciando com sua fortaleza e paz. Sou grata por toda
Sua misericórdia comigo e por tudo que Ele vem realizando em minha vida.
Agradeço a meus pais, José Marcelo e Roseli Antas que me deram atenção,
suporte psicológico, estudo, sustento, e principalmente, amor. Por tudo isso, me formo
em Engenharia de Petróleo como gratidão a tudo que eles fizeram por mim.
A minhas irmãs, por toda a motivação, preocupação, carinho e descontração.
Aos meus amigos, que me apoiaram, caminharam comigo durante todo esse tempo
e sempre mostraram solicitude.
Ao meu namorado, Pedro Cipriano, por toda a sua compreensão e dedicação
mútua para realização desse sonho, por toda sua paciência, tranquilidade e palavras de
conforto.
À minha orientadora, Dra. Jennys Lourdes Meneses Barillas, por todo tempo
dedicado, pelos ensinamentos, disposição e atenção, que me ajudaram a progredir nesse
projeto.
À CMG pela licença do simulador de reservatório concedida.
Muito Obrigada.
v Marcelly Maria Antas Teixeira
TEIXEIRA, Marcelly Maria Antas – Estudo do processo de injeção de CO2 (GAGD)
aplicado a um reservatório de óleo leve. Trabalho de Conclusão de Curso, Curso de
Engenharia de Petróleo, Universidade Federal do Rio Grande do Norte. Natal – RN,
Brasil, 2016.
Orientadora: Profª. Drª. Jennys Lourdes de Meneses Barillas.
RESUMO
Originalmente os reservatórios de Petróleo possuem uma energia própria,
chamada de energia primária, que vai decaindo com o tempo, precisando assim de ajudas
externas, algumas delas chamadas de métodos de recuperação avançada que tem como
objetivo aumentar a produtividade do poço; um desses métodos é o processo de drenagem
gravitacional assistida por gás (GAGD), caracterizado por injetar gás no topo do
reservatório e estimular a produção em um poço produtor horizontal localizado abaixo
desses poços verticais, tendo melhor execução em poços maduros com óleo leve. Então,
para utilização desse método foi criado um modelo de fluido e um reservatório com a
ajuda do Winprop e do Builder da CMG (Computer Modelling Group). Foram realizados
três tipos de configurações de malha para analisar a sua influência na produção de óleo.
As simulações numéricas foram realizadas através do simulador GEM no tempo de 20
anos, e o Results Graph ajudou na análise dos gráficos, e foram analisados os seguintes
parâmetros: fator de recuperação, produção acumulada de óleo, saturação de óleo,
diferentes profundidades e diferentes vazões. Dessa forma, no final das análises, os
resultados mostram que a recuperação do óleo aumentou consideravelmente com a
injeção de CO2 no processo GAGD, principalmente na configuração de 6 poços injetores
e 2 produtores.
Palavras-Chave : GAGD, CO2, Recuperação, simulação.
vi Marcelly Maria Antas Teixeira
TEIXEIRA, Marcelly Maria Antas – Estudo do processo de injeção de CO2 (GAGD)
aplicado a um reservatório de óleo leve. Trabalho de Conclusão de Curso, Curso de
Engenharia de Petróleo, Universidade Federal do Rio Grande do Norte. Natal – RN,
Brasil, 2016.
Orientadora: Profª. Drª. Jennys Lourdes de Meneses Barillas.
ABSTRACT
Originaly, in the the oil’s reservoiors there is your own energy called primary
energy which goes down by the time, so needs some help, called advenced recovery
method, that aims to get better the productivity of the well, and there is one which is
called Gas Assisted Gravitional Drainage process (GAGD). This process is based in inject
gas on the reservoior’s beginning with vertical wells that makes the production raise much
more than before, and below this wells there are horizontal wells, but this method just
makes the execution better when the wells are matures and with light oil. So, to use this
method was built a fluid model and a reservoior in the Winprop in the Computer
Modelling Group (CMG), and with the Builder was made three kinds of configuration to
analise better the raise the wells’ production. The GEM did the simulation in twenty years,
and the Results Graph helped in the graph’ analise, with parameters that make sense, like
Recovery Factor, Oil satutation, differents kind of deth, diferentes kind of rate, and
cumulative oil. Therefore, this analyses made us realize that the results shows that the oil
recovery raises better using CO2 injection with the method GAGD, than using just the
primary energy, in this way, the best results are in the configuration that there are six
injectors and two productors.
Keywords: CO2, inject, GAGD, recovery, simulation.
vii Marcelly Maria Antas Teixeira
SUMÁRIO
1 INTRODUÇÃO ........................................................................................................................ 2
1.1 OBJETIVO GERAL ..................................................................................................... 3
1.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS ........................................................................................ 3
2 ASPECTOS TEÓRICOS .................................................................................................... 5
2.1 O PETRÓLEO .............................................................................................................. 5
2.2 MÉTODOS DE RECUPERAÇÃO ............................................................................... 5
2.2.1 MÉTODOS MISCÍVEIS ....................................................................................... 6
2.2.2 INJEÇÃO DE CO2 ................................................................................................ 8
3 MATERIAIS E MÉTODOS ............................................................................................. 11
3.1 FERRAMENTAS COMPUTACIONAIS ................................................................... 11
3.1.1 WINPROP – CMG .............................................................................................. 11
3.1.2 BUILDER – CMG .............................................................................................. 12
3.1.3 SIMULADOR GEM – CMG .............................................................................. 12
3.1.4 RESULTS GRAPH E RESULTS 3D ................................................................. 13
3.2 MODELAGEM E DOS FLUIDOS DO RESERVATÓRIO....................................... 13
3.2.1 MODELO DE FLUIDO ...................................................................................... 13
3.2.2 MODELO FÍSICO DO RESERVATÓRIO ........................................................ 17
3.2.3 CONFIGURAÇÕES OPERACIONAIS ............................................................. 19
3.3 METODOLOGIA DE TRABALHO .......................................................................... 23
4 RESULTADOS E DISCUSSÕES: .............................................................................................. 25
4.1 ANÁLISE DA RECUPERAÇÃO PRIMÁRIA DO MODELO BASE ...................... 25
4.2 ANÁLISE POR CONFIGURAÇÃO DE MALHA .................................................... 26
4.2.1 ESTUDO DA CONFIGURAÇÃO 1 – TRÊS INJETORES E UM PRODUTOR
26
4.2.2 ESTUDO DA CONFIGURAÇÃO 2 – TRÊS INJETORES E DOIS
PRODUTORES ................................................................................................................... 33
4.2.3 ESTUDO DA CONFIGURAÇÃO 3 – SEIS INJETORES E DOIS
PRODUTORES ................................................................................................................... 38
4.3 ANÁLISE COMPARATIVA ENTRE AS CONFIGURAÇÕES PROPOSTAS........ 42
5 CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES ....................................................................... 47
5.1 CONCLUSÕES ........................................................................................................... 47
5.2 RECOMENDAÇÕES ................................................................................................. 48
REFERÊNCIA BIBLIOGRÁFICA ............................................................................................ 50
viii Marcelly Maria Antas Teixeira
LISTA DE FIGURAS
Figura 2-1: Fluxograma dos Métodos de Recuperação de Petróleo .............................................. 6 Figura 2-2: Representação esquemática da recuperação avançada de Petróleo por meio da
injeção de CO2. .............................................................................................................................. 8 Figura 3-1: Gráfico do fator volume formação (Bo) em função da Pressão ............................... 14 Figura 3-2: Gráfico razão de solubilidade (Rs) em função da Pressão ....................................... 15 Figura 3-3: Gráfico da Viscosidade do óleo em função da pressão ............................................ 15 Figura 3-4: Curva de permeabilidade relativa do sistema água-óleo .......................................... 16 Figura 3-5: Curva de permeabilidade relativa do sistema líquido – gás ..................................... 16 Figura.3-6 - Diagrama Pressão versus Temperatura do óleo ...................................................... 17 Figura 3-7: Dimensões do Reservatório 2D ................................................................................ 18 Figura 3-8: Dimensões da malha (Vista 3D) ............................................................................... 18 Figura 3-9: Vista Lateral e Superior do Reservatório ................................................................. 19 Figura 3-10: Configuração 1: Três poços injetores e um produtor. ............................................ 19 Figura 3-11: Configuração 2: Três poços injetores e dois produtores......................................... 20 Figura 3-12: Configuração 3: Seis poços injetores e dois produtores. ........................................ 22 Figura 4-1: Curva do Fator de Recuperação e Vazão de Óleo da Recuperação Primária ........... 25 Figura 4-2: Curvas do Fator de Recuperação para diferentes vazões da configuração 1 ............ 26 Figura 4-3: Curva da vazão de gás injetado na configuração 1 ................................................... 29 Figura 4-4: Saturação de óleo da configuração 1 em 20 anos com 10 mil de vazão ................... 29 Figura 4-5: Saturação de óleo da configuração 1 em 20 anos com 250 mil de vazão ................. 30 Figura 4-6: Curvas do Fator de Recuperação em função da profundidade da configuração 1 .... 32 Figura 4-7: Curvas do Fator de Recuperação em função da vazão da Configuração 2 ............... 34 Figura 4-8: Curva de Vazão de Gás nos injetores na configuração 2 ......................................... 35 Figura 4-9: Saturação de Óleo na configuração 2 em 20 anos com a vazão de 10 mil ............... 36 Figura 4-10: Saturação de Óleo na configuração 2 em 20 anos com a vazão de 500 mil ........... 36 Figura 4-11: Curvas do Fator de Recuperação em função da profundidade da configuração 2 . 37 Figura 4-12: Curvas do Fator de Recuperação em função da vazão na configuração 3.............. 38 Figura 4-13: Curva de Vazão de Gás injetado na configuração 3 ............................................... 39 Figura 4-14: Saturação de óleo em 20 anos na vazão de 5 mil na configuração 3 ...................... 40 Figura 4-15: Saturação de óleo em 20 anos com a vazão de 500 mi na configuração 3l ............ 40 Figura 4-16: Curvas do Fator de Recuperação em função da profundidade na configuração 3 .. 41 Figura 4-17: Curva da vazão de óleo das melhores configurações ............................................. 42 Figura 4-18: Comparativo dos melhores resultados .................................................................... 43 Figura 4-19: Saturação de óleo na vazão de 500 mil na configuração 2 ..................................... 44 Figura 4-20: Saturação de óleo na vazão de 500 mil na configuração 3 ..................................... 45
ix Marcelly Maria Antas Teixeira
LISTA DE TABELA
Tabela 3-1:Composição dos Componentes ................................................................................. 13 Tabela 3-2: Composição do Pseudo Componentes ..................................................................... 14 Tabela 3-3: Características do reservatório ................................................................................. 17 Tabela 4-1: Produção acumulada em função da Vazão na configuração 1 ................................. 27 Tabela 4-2: Produção acumulada para cada profundidade da configuração 1 ............................ 33 Tabela 4-3: Produção acumulada de acordo com a Vazão na configuração 2 ............................ 34 Tabela 4-4: Produção acumulada de acordo com a Profundidade na configuração 2 ................. 37 Tabela 4-5: Produção acumulada de acordo com a vazão na configuração 3 ............................. 39 Tabela 4-6: Produção acumulada em função da profundidade na configuração 3 ...................... 41 Tabela 4-7: Produção acumulada dos melhores resultados ......................................................... 44
CAPÍTULO 1:
Introdução
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Marcelly Maria Antas Teixeira
1 INTRODUÇÃO
Atualmente uma das maiores fontes energéticas mundiais é o Petróleo, em vista
de sua intensa utilização na sociedade são realizadas pesquisas e descobertas de
reservatórios, gerando intenso avanço na indústria petrolífera para melhorar e expandir
conhecimentos à cerca da sua produção.
Sabe-se á priori que os reservatórios possuem uma quantidade de energia natural,
chamada de energia primária do reservatório, mas sabe-se também que muitas vezes essa
energia não é suficiente para extrair a maior quantidade de óleo do poço, e mesmo que
haja a produção, os índices do fator de recuperação são mínimos. É conhecido que os
fatores que a dissipação da energia primária pela descompressão dos fluidos e a
resistência ao escoamento para o poço produtor são fatores que promovem os baixos
índices.
Em busca pela otimização desses índices, gerando assim, maior retorno
financeiro, houve a utilização de recuperação que apresentou resultados, em média, de
28% de fator de recuperação, chegando a alguns casos a mais de 70% (Rodrigues, F.,
2008, apud Bautista, E. V., 2010).
Dentre essas formas de otimização é conhecido o método do GAGD (Drenagem
gravitacional assistida por gás) obtendo melhorias na recuperação do óleo, consistindo na
injeção de gás no topo do reservatório e produzindo em um poço na base. O gás injetado
pode ser CO2, metano, propano, nitrogênio, entres outros. O método foi pensado
exclusivamente para reservatórios maduros e de óleo leve, como alternativa para outros
métodos de injeção de gás.
No território nacional, esse método vem interessando a Petrobras por ser utilizado
na recuperação de óleo no pré-sal, já que há óleo leve e boa quantidade de CO2 para ser
tratado e ser reutilizado no próprio método, para que não polua a atmosfera.
O presente trabalho está dividido em quatro capítulos, sendo o primeiramente
tratando dos aspectos teóricos, onde descreve os conhecimentos necessários para a
realização do estudo; no posteriormente, os materiais e métodos, onde se encontram todos
os mecanismos utilizados e também as condições; logo após, resultados e discussões,
onde trata de todas as análises e estudos do trabalho; e por fim, as conclusões e
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3
Marcelly Maria Antas Teixeira
recomendações, onde se encontra as terminações das análises realizadas e as indicações
para se dá continuidade ao trabalho, se necessário.
1.1 OBJETIVO GERAL
Esse trabalho têm como objetivo o estudo do processo de injeção de CO2 no método
GAGD aplicado em um reservatório de óleo leve.
1.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS
Analisar a injeção de CO2 (GAGD), utilizando poços horizontais para produção e
verticais para injeção de gás, com auxílio do simulador GEM da CMG;
Fazer um estudo da vazão de injeção, da distância entre os poços e da
profundidade da completação do poço produtor, entre outros.
CAPÍTULO 2:
ASPECTOS TEÓRICOS
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5 Marcelly Maria Antas Teixeira
2 ASPECTOS TEÓRICOS
Neste capítulo se encontra o embasamento teórico para o entendimento do
trabalho.
2.1 O PETRÓLEO
A fonte energética que é abordada nesse trabalho é o Petróleo, que tem a sua
origem na decomposição de matéria orgânica derivada de restos de animais e plantas, em
rochas sedimentares, contando com um longo tempo de ações bacterianas e químicas,
variando de acordo com o aumento da pressão e da temperatura para ser transformado em
hidrocarboneto.
É fato que a composição do petróleo é basicamente formada de hidrocarbonetos,
porém também é possível encontrar outros componentes em menor quantidade como
nitrogênio, enxofre, metano e sais.
O Petróleo quando em estado líquido geralmente é denominado de óleo. Ainda
existe o modo condensado quando é gás em subsuperfície e se torna líquido na superfície.
E a denominação gás natural é referente à fração de petróleo que ocorre no estado gasoso
ou em solução no óleo em reservatórios de subsuperfície. (CARDOSO, Luis Claudio.
Petróleo do poço ao posto. Rio de Janeiro: Qualitymark, 2005).
2.2 MÉTODOS DE RECUPERAÇÃO
Sabe-se que os reservatórios de petróleo obtêm uma energia primária no qual
ajuda na elevação do mesmo, entretanto, em alguns casos, essa energia não é o suficiente,
e mesmo quando a energia é esgotada ainda é encontrado grande quantidade de
hidrocarbonetos armazenados no reservatório. Dessa forma são procurados novos meios
de obtenção dos hidrocarbonetos através de uma recuperação adicional, denominado
Métodos de Recuperação, que é selecionada a partir da característica do reservatório.
A dissipação da energia primária se deve ao fato da descompressão dos fluidos do
reservatório e também pelas resistências encontradas pelos mesmos fluírem em direção
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6 Marcelly Maria Antas Teixeira
aos poços de produção. O consumo de energia primária reflete-se principalmente no
decréscimo da pressão do reservatório durante a sua vida produtiva e consequente redução
da produtividade dos poços (ROSA et al, 2011).
O fluxograma ilustrado na Figura 2-1 mostra os diversos tipos de recuperação,
sendo ela convencional ou especial, porém apenas o Método de Recuperação Especial
Miscível será estudado, por ser o utilizado no trabalho.
Figura 2-1: Fluxograma dos Métodos de Recuperação de Petróleo
Fonte: Autor.
2.2.1 MÉTODOS MISCÍVEIS
Holm (1986) descreve a miscibilidade como “A habilidade de duas ou mais
substâncias em formar uma fase simples e homogênea quando estão misturadas em todas
as suas proporções”. Por isso, para injetar um gás no reservatório pode ocorrer a
miscibilidade ou a imiscibilidade. O deslocamento no modo miscível só é atingido sob
específica combinação das seguintes condições:
Temperatura do reservatório;
Pressão do Reservatório;
Composição do gás injetado;
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7 Marcelly Maria Antas Teixeira
Composição do óleo;
No processo de recuperação miscível há a característica da ausência da interface entre
os fluidos deslocantes e deslocados, reduzindo assim as forças capilares e interfaciais, já
que mantendo essas forças o óleo fica retido no reservatório.
Dessa forma, a opção por injeção de gás é considerado uma melhoria na recuperação
do óleo, já que esse atua na pressão do reservatório e ajuda no deslocamento do óleo. Para
isso ainda se tem, diversos tipos de injeção de gás para diferentes tipos de óleo, sendo
eles:
Injeção Contínua de Gás (Continius Gas Injection – CGI);
Injeção Alternada de Água e Gás (Water Alternating Gas – WAG);
Processo de Extração com Solvente (Vapor Extration Process – VAPEX);
Drenagem Gravitacional Assistida por Gás (Gas Assisted Gravity Drainage –
GAGD);
2.2.1.1 PROCESSO DO GAGD
O método GAGD é formado por poço produtor horizontal e poço injetor vertical
ou poço injetor horizontal, dessa maneira o gás é injetado dentro do reservatório e se
acumula no topo por causa da segregação gravitacional forçando o óleo a se deslocar para
parte inferior indo de encontro ao poço produtor, disposto horizontalmente acima da zona
de água e na base do reservatório.
A eficiência do varrido quando injetado o gás melhora quando é injetado
continuamente, fazendo como que o efeito do varrido seja efetivado, varrendo toda a parte
longitudinal. Esse processo dispensa a utilização da água melhorando a eficiência do
deslocamento do óleo, também não aumenta a saturação da água no reservatório. Outro
fator que ajuda bastante nesse processo é a gravidade. (NETO, Otacílio Maurício
Damasceno – Estudo do processo de injeção de CO2(GAGD) aplicado a um reservatório
de óleo leve).
Sabe-se que a recuperação é melhor quando o processo é miscível do que quando
é imiscível, e para que o CO2 seja miscível é necessário que ele se mantenha acima da
pressão mínima de miscibilidade, que é a pressão mínima para a homogeneidade entre
gás injetado e o óleo do reservatório.
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8 Marcelly Maria Antas Teixeira
Para a utilização do processo GAGD é necessário primeiramente uma
caracterização do reservatório contendo a espessura do reservatório, mapas estruturais do
topo para definir os limites do reservatório, registros do poço e análise de testemunhos
para definir a porosidade e permeabilidade. É também necessário a simulação de fluxo
do reservatório para saber o comportamento das fases dos fluidos, ajustar o histórico da
pressão e os dados de produção.
Algo importante de ressaltar é que de início, o processo GAGD promove o
deslocamento, mas posteriormente este proporciona o breakthrough,(chegada do gás ao
poço produtor), que faz a eficiência ser reduzida, só não chegando a zero por causa das
permeabilidades efetivas, capilaridades e efeitos do poço horizontal. Dessa forma, quem
atua não é mais o mecanismo do deslocamento, mas sim o da gravidade, fazendo com
que, pela segregação vertical, o fluído vá do topo para a base do reservatório e assim seja
produzido, como mostrado na Figura 2-2.
Figura 2-2: Representação esquemática da recuperação avançada de Petróleo por meio da
injeção de CO2.
Fonte: BAUTISTA (2010, p.29)
2.2.2 INJEÇÃO DE CO2
Esse tipo de método de recuperação de Petróleo já vem sendo usada por mais de
40 anos, e já é comprovada que, de fato, produz uma melhoria na produção, contudo
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia do Petróleo 2016.2
9 Marcelly Maria Antas Teixeira
atualmente esse método tomou maior espaço na indústria petrolífera por ser mais viável
economicamente, além de também pode ser miscível ao petróleo.
O CO2 é uma substância simples, que possui uma forte atração pelo óleo,
dissolvendo-se bem no mesmo, causando vaporização e expansão, e consequentemente
deslocamento do mesmo no interior do reservatório. Como sua temperatura crítica é de
apenas 31ºC, e os reservatórios em sua maioria apresentam temperaturas mais elevadas
do que essa, o CO2 quando injetado, encontra-se no estado gasoso.
O esquema de injeção de CO2 são:
Injeção contínua de CO2 do início ao fim do projeto.
Banco de CO2 deslocado por água;
Banco de CO2 deslocado por gás de hidrocarbonetos;
Banco de CO2deslocado por injeção alternada de água e CO2;
Banco de CO2deslocado por injeção alternada de água e gás de hidrocarbonetos.
No caso do trabalho realizado, foi utilizado a injeção continua de CO2 do início ao
fim do poço.
CAPÍTULO 3:
MATERIAIS E MÉTODOS
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia do Petróleo 2016.2
11 Marcelly Maria Antas Teixeira
3 MATERIAIS E MÉTODOS
Este capítulo tem como finalidade a apresentação das ferramentas
computacionais, do modelo físico do reservatório, do modelo de fluido e dos parâmetros
analisados no trabalho proposto, ou seja, toda a parte de materiais e métodos necessários
para se ter o estudo do reservatório sugerido.
3.1 FERRAMENTAS COMPUTACIONAIS
Foram utilizados os seguintes módulos do simulador computacional da CMG
(Computer Modeling Group Ltd.) : Winprop, Builder e GEM.
3.1.1 WINPROP – CMG
Na sequência seguida pelo trabalho o Winprop foi a primeira ferramenta utilizada
para fazer a implementação do modelo de fluido. O programa, que foi utilizado na versão
2012, utiliza equações de estado a partir das propriedades de equilíbrio multifásico, com
os objetivos a seguir:
Caracterizar o fluido;
Agrupar (“Lumping”) dos componentes;
Ajustar os dados através de regressão;
Simular o processor de contato múltiplo;
Construir um diagrama de fases;
Simular o experimento com os dados;
Dessa forma, é possível avaliar o comportamento das fases gás/óleo no reservatório e
analisar propriedades dos componentes para o simulador composicional GEM, como
também para outros como IMEX ou STARS.
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia do Petróleo 2016.2
12 Marcelly Maria Antas Teixeira
3.1.2 BUILDER – CMG
O Builder, que é uma ferramenta que auxilia na modelagem do reservatório para
ser realizada a análise com os diferentes tipos de simuladores da CMG, sendo GEM,
STARS e IMEX. Sendo assim, uma etapa de grande importância, pois conta com a criação
de malhas e suas propriedades, localização dos poços, tanto injetores como produtores,
importação do modelo de fluído, propriedades rocha-fluido, profundidade, condições
iniciais e importação de dados de produção.
Para a utilização desse programa é necessário saber:
Descrever o modelo do reservatório;
Modelo do fluido (gás injetado);
Propriedades rocha-fluido;
Condições iniciais do reservatório (pressão inicial, temperatura, profundidade,
etc.);
Descrever os poços injetores e produtores.
3.1.3 SIMULADOR GEM – CMG
Simulador GEM (“Generalized Equation – of – State Model compositional reservoir
simulator”) contido na CMG é a primeira ferramenta computacional utilizada para
modelar e simular com o estudo no GAGD.
É o módulo para a modelagem do reservatório, principalmente quando estes são
complexos, com complicadas interações no comportamento das fases que influem
diretamente nos resultados dos meios de recuperação.
Esse simulador é caracterizado por ser composicional se baseando na equação de
estado para a modelagem do fluxo de multicomponentes, modelagem de processos
miscíveis e imiscíveis, modelagem de qualquer tipo de reservatório, contando ainda com
a composição do fluido e suas interações, por ter bastante importante no entendimento da
recuperação.
Dessa forma, o GEM é o simulador que permite que o método GAGD seja modelado
e simulado de forma certa.
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13 Marcelly Maria Antas Teixeira
3.1.4 RESULTS GRAPH E RESULTS 3D
Com a ajuda desses módulos, foram construídas figuras e gráficos com as simulações
realizadas pelo GEM. De modo geral, possibilitando a análise do comportamento dos
fluidos no interior do reservatório e realizar mudanças quando preciso.
3.2 MODELAGEM E DOS FLUIDOS DO RESERVATÓRIO
Nesta seção são mostrados os modelos usados no reservatório e a modelagem do
modelo de fluido.
3.2.1 MODELO DE FLUIDO
Tem-se como base os dados do experimento da composição do fluido, fator volume
formação, razão de solubilidade em função da pressão, viscosidade, densidade do óleo,
grau API e pressão de saturação, sendo assim ajustados ao modelo de fluido. Observa-se
na Tabela 3-1 contém os multicomponentes.
Tabela 3-1:Composição dos Componentes
Componentes Porcentagem
Molar
Componentes Porcentagem
Molar
𝑪𝑶𝟐 _ inj 0,00 iC5 3,16
𝑵𝟐 0,005 C6 8,53
𝑪𝑶𝟐 0,09 C7 8,41
C1 0,08 C8 14,17
C2 0,18 C9 9,57
C3 0,48 C10 7,95
iC4 1,30 C11 5,60
nC4 2,35 C12+ 40,07
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia do Petróleo 2016.2
14 Marcelly Maria Antas Teixeira
Na Tabela 3-2 encontram-se os pseudo-componentes depois do agrupamento.
Tabela 3-2: Composição do Pseudo Componentes
Componentes Fração Molar
CO2_inj 0,0000
CO2 – N2 0.0004839
C4 – C3 0.0033875
IC4 – NC5 0.0705571
C6 – C10 0.4706712
C11 – C20 0.1575465
C21+ 0.2973537
A Figura 3-1, Figura 3-2 e Figura 3-3 mostram respectivamente o fator volume
formação, a razão de solubilidade e a viscosidade em função da pressão de bolha.
Figura 3-1: Gráfico do fator volume formação (Bo) em função da Pressão
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia do Petróleo 2016.2
15 Marcelly Maria Antas Teixeira
Figura 3-2: Gráfico razão de solubilidade (Rs) em função da Pressão
Figura 3-3: Gráfico da Viscosidade do óleo em função da pressão
3.2.1.1 PERMEABILIDADES RELATIVAS
As permeabilidades relativas água-óleo e líquido – gás estão representadas
pela Figura 3-4 e pela Figura 3-5, respectivamente.
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16 Marcelly Maria Antas Teixeira
Figura 3-4: Curva de permeabilidade relativa do sistema água-óleo
Figura 3-5: Curva de permeabilidade relativa do sistema líquido – gás
O envelope de fases mostrado na Figura.3-6 permite analisar o ajuste dos dois
modelos dentro de uma pressão de referência, dessa forma pode-se analisar que o estudo
do caso pode ser realizado já que as curvas ficaram bem ajustadas. Mesmo contendo
características diferentes, é possível continuar o trabalho, uma vez que o fluido será
utilizado apenas para baixas temperaturas e pressão, sendo assim a curva apresenta a
mesma característica nessas condições.
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17 Marcelly Maria Antas Teixeira
Figura.3-6 - Diagrama Pressão versus Temperatura do óleo
3.2.2 MODELO FÍSICO DO RESERVATÓRIO
As características do reservatório estão bem demonstrado pela Tabela 3-3:
Tabela 3-3: Características do reservatório
Número total de blocos 9500
Dimensão em x (m) 1100
Dimensão em y (m) 875
Dimensão em z (m) 70
Número de blocos em i (m) 25
Número de blocos em j (m) 38
Porosidade (%) 21
Permeabilidade Horizontal, Kh (mD) 750
Permeabilidade Vertical, Kh (mD) 675
Compressibilidade da rocha (1/kPa) 15 × 10−7
Contato água-óleo (m) 221
Espessura da última camada (m) 19
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800
Pseudocomponentes
Ponto Crítico
Multicomponentes
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia do Petróleo 2016.2
18 Marcelly Maria Antas Teixeira
A Figura 3-7 mostra a vista 2D do reservatório a ser estudado antes de ser
modelado na CMG.
Figura 3-7: Dimensões do Reservatório 2D
A Figura 3-8 e a Figura 3-9 mostram as dimensões do reservatório construído.
Figura 3-8: Dimensões da malha (Vista 3D)
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia do Petróleo 2016.2
19 Marcelly Maria Antas Teixeira
3.2.3 CONFIGURAÇÕES OPERACIONAIS
No modelo base foram utilizados 3 poços injetores verticais paralelos e acima do
poço produtor, sendo esse apenas um poço horizontal acima da zona de contato água-
óleo.
Foram estudadas 3 configurações dos poços, sendo o primeiro com 3 injetores
verticais e 1 produtor horizontal, como apresentado na Erro! Fonte de referência não
encontrada..
Figura 3-10: Configuração 1: Três poços injetores e um produtor.
Figura 3-9: Vista Lateral e Superior do Reservatório
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia do Petróleo 2016.2
20 Marcelly Maria Antas Teixeira
A segunda configuração de malha é composta por 3 injetores verticais e 2
produtores horizontais, como explicitada na Erro! Fonte de referência não
encontrada..
Figura 3-11: Configuração 2: Três poços injetores e dois produtores.
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia do Petróleo 2016.2
21 Marcelly Maria Antas Teixeira
Por fim, a terceira configuração apresenta 6 injetores verticais e 2 produtores
horizontais, como mostrado na Erro! Fonte de referência não encontrada..
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia do Petróleo 2016.2
22 Marcelly Maria Antas Teixeira
Figura 3-12: Configuração 3: Seis poços injetores e dois produtores.
Depois de inserir todos os dados do fluido e do reservatório, foram efetivadas três
configurações de malha e de poços. Dimensionado em 1100 metros de largura, 875m de
comprimento e 70 metros de altura.
Foi realizado também a mudança no fator de recuperação de acordo com a
profundidade sendo alterada sendo essas profundidades configuradas em 483,2 m no
topo, 486,2 m no meio e 488,9 m no fundo.
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia do Petróleo 2016.2
23 Marcelly Maria Antas Teixeira
3.3 METODOLOGIA DE TRABALHO
Para o desenvolvimento deste trabalho foram realizadas as seguintes etapas:
1. Modelagem do fluido através do WINPROP;
2. Modelagem do reservatório através do Builder;
3. Importação do modelo de fluido para o reservatório;
4. Estudo dos tipos de análises que podem ser feitas;
5. Análise realizada com 3 configurações, cada uma com 7 vazões e 3 profundidades
distintas do poço produtor;
6. Análise de resultados;
CAPÍTULO 4:
RESULTADOS E DISCUSSÃO
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia do Petróleo 2016.2
25 Marcelly Maria Antas Teixeira
4 RESULTADOS E DISCUSSÕES:
Este capítulo apresenta os resultados e análises do projeto de recuperação com
método (GAGD). As análises foram realizadas principalmente usando o fator de
recuperação ou produção acumulada de óleo e alguns mapas 2D/3D.
4.1 ANÁLISE DA RECUPERAÇÃO PRIMÁRIA DO MODELO BASE
Na Figura 4-1 observa-se o fator de recuperação sem injeção de gás, mostrando que
é necessário de fato a utilização de um método de recuperação, visto que só se tem 0,67%
de fator de recuperação, tendo assim uma produção acumulada de 16125,7 m³. Dessa
forma, também pode-se concluir que a energia natural do reservatório não é suficiente
para obter uma boa vazão de óleo, tendo apenas 15 m³/dia por dia inicialmente, decaindo
posteriormente.
Figura 4-1: Curva do Fator de Recuperação e Vazão de Óleo da Recuperação
Primária
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia do Petróleo 2016.2
26 Marcelly Maria Antas Teixeira
4.2 ANÁLISE POR CONFIGURAÇÃO DE MALHA
Foram realizados três tipos de configurações distintas e a analisadas para
diferentes vazões de injeção e profundidade.
4.2.1 ESTUDO DA CONFIGURAÇÃO 1 – TRÊS INJETORES E UM PRODUTOR
4.2.1.1 ANÁLISE DE DIFERENTES VAZÕES INJETADAS POR POÇO
A configuração 1 é composta por três injetores verticais paralelos no topo do
reservatório e um poço produtor horizontal disposto um pouco acima da zona de água, no
fundo do reservatório. A Figura 4-2 mostra o Fator de recuperação de óleo em função do
tempo para as sete vazões de injeção.
Figura 4-2: Curvas do Fator de Recuperação para diferentes vazões da configuração 1
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia do Petróleo 2016.2
27 Marcelly Maria Antas Teixeira
Logo observa-se que o maior fator de recuperação da primeira é obtido para o
modelo com a injeção de 250 mil m³. Há uma grande diferença em relação aos outros
modelos, até mesmo do fator de recuperação de 1 milhão na injeção de CO2.
Na Tabela 4-1 se confirma a melhor injeção a ser utilizada, uma vez que na
produção acumulada de óleo também se tem uma grande diferença na vazão de 250 mil
m³. Mostrando ser a melhor injeção para ser utilizada nessa configuração.
Tabela 4-1: Produção acumulada em função da Vazão na configuração 1
VAZÃO DE
INJEÇÃO POR
POÇO (m³)
PRODUÇÃO
ACUMULADA EM
20 ANOS (m³)
10 MIL 65.563,5
25 MIL 69.011,9
50 MIL 72.065,3
100 MIL 72.455,3
250 MIL 133.166
500 MIL 112.053
1 MILHÃO 115.306
Na
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia do Petróleo 2016.2
28 Marcelly Maria Antas Teixeira
Figura 4-3 pode-se entender que a vazão de 250 mil m³ de CO2 teve um melhor
Fator de Recuperação do que as outras vazões maiores, uma vez que vê-se que as outras
vazões não conseguiram ser injetadas por se ter um problema de injetividade, logo a vazão
de 250 mil se sobrepõe diante das outras.
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia do Petróleo 2016.2
29 Marcelly Maria Antas Teixeira
Figura 4-3: Curva da vazão de gás injetado na configuração 1
Ainda analisando esse caso foram vistos dois mapas de saturação de óleo que
apresentam o maior e o menor fator de recuperação mostrando que o varrido para o
modelo da maior vazão foi superior ao varrido para o de menor vazão no tempo de 20
anos. Para ter uma melhor análise pode-se analisar a Figura 4-4 e a Figura 4-5.
Figura 4-4: Saturação de óleo da configuração 1 em 20 anos com 10 mil de vazão
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia do Petróleo 2016.2
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Figura 4-5: Saturação de óleo da configuração 1 em 20 anos com 250 mil de vazão
4.2.1.2 ANÁLISE DAS DIFERENTES PROFUNDIDADES DO POÇO PRODUTOR
Na
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia do Petróleo 2016.2
31 Marcelly Maria Antas Teixeira
Figura 4-6, foi possível analisar como a diferença de profundidade da completação
do poço produtor também altera no fator de recuperação, já que a vazão utilizada foi igual
para os três casos, a vazão injetada, de 250 mil m³/dia, que foi a que apresentou o melhor
fator de recuperação. As profundidades utilizadas foram 483,2 m no topo, 486,2 m no
meio e 488,9 m no fundo.
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia do Petróleo 2016.2
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Figura 4-6: Curvas do Fator de Recuperação em função da profundidade da configuração 1
Pode-se analisar com a
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33 Marcelly Maria Antas Teixeira
Figura 4-6 que inicialmente o fator de recuperação tem um grande crescimento, e
que a profundidade do topo apresenta melhor resultados que os outros dois, porém a partir
de 2003, aproximadamente, as outras profundidades mostram maior resultados,
concluindo então, que no fundo se obtém maior fator de recuperação.
Na Tabela 4-2, ainda pode-se ver a produção acumulada pra diferentes
profundidades, mostrando que a melhor profundidade a ser utilizada seria a mais funda
por proporcionar uma melhor produção acumulada.
Tabela 4-2: Produção acumulada para cada profundidade da configuração 1
PROFUNDIDADE
(m)
PRODUÇÃO
ACUMULADA
EM 20 ANOS
(m³)
Topo – 483,2 115.306
Meio – 486,2 120.985
Fundo – 488,9 126.985
Portanto, para a configuração 1, a profundidade que apresenta o melhor fator de
recuperação com a vazão de 250 m³/dia, é o mais profundo, com 488,9 m de profundidade.
4.2.2 ESTUDO DA CONFIGURAÇÃO 2 – TRÊS INJETORES E DOIS
PRODUTORES
A configuração 2 apresenta três poços injetores verticais paralelos e dois poços
horizontais também paralelos a uma distância de 150 metros, aproximadamente. Sabe-se
que os poços injetores estão dispostos acima dos poços horizontais e que ambos se
encontram acima da zona de água.
4.2.2.1 ANÁLISE DE DIFERENTES VAZÕES INJETADAS POR POÇO
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia do Petróleo 2016.2
34 Marcelly Maria Antas Teixeira
Na Figura 4-7 mostra todas as vazões de injeção utilizadas na configuração 2,
dessa forma pode-se fazer a análise através do melhor fator de recuperação para cada
modelo das vazões, observa-se que a vazão que apresentou o melhor fator de recuperação
foi a vazão de 500 mil de CO2.
Figura 4-7: Curvas do Fator de Recuperação em função da vazão da Configuração 2
E ainda com a Tabela 4-3 que consta a produção acumulada, pode-se fazer a
conclusão que na configuração 2 a melhor vazão para ser utilizada é de fator a de 500 mil.
Tabela 4-3: Produção acumulada de acordo com a Vazão na configuração 2
VAZÃO
POR
POÇO (m³)
PRODUÇÃO ACUMULADA EM 20 ANOS (m³)
10 MIL 102707
25 MIL 111243
50 MIL 116313
100 MIL 121088
250 MIL 142667
500 MIL 150721
1 MILHÃO 147235
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35 Marcelly Maria Antas Teixeira
Na Figura 4-8 pode-se analisar a vazão de gás injetada nos poços injetores e
percebe-se que a injeção de 1 milhão não se manteve contante como a vazão de injeção
de 500 mil, sendo caracterizado como um problema de injetividade que explica o fato do
fator de recuperação de 500 mil ser maior do que o de 1 milhão.
Figura 4-8: Curva de Vazão de Gás nos injetores na configuração 2
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36 Marcelly Maria Antas Teixeira
Foi realizado a análise de mapas para a saturação de óleo, no ano de 2020 para
verificar qual foi o melhor varrido. Visto que a Figura 4-9 apresenta a vazão de injeção
de CO2 de 10 mil e a Figura 4-10 na vazão de 500 mil.
Figura 4-9: Saturação de Óleo na configuração 2 em 20 anos com a vazão de 10 mil
Figura 4-10: Saturação de Óleo na configuração 2 em 20 anos com a vazão de 500 mil
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia do Petróleo 2016.2
37 Marcelly Maria Antas Teixeira
4.2.2.2 ANÁLISE DE DIFERENTES PROFUNDIDADES DO POÇO PRODUTOR
A Figura 4-11 mostra a análise do Fator de Recuperação em diferentes
profundidades com a maior vazão injetada que foi de 500 mil m³/dia, podendo concluir
nos primeiros anos a melhor profundidade a ser utilizada seria a do meio, mas depois o
poço mais profundo apresenta uma boa diferença diante das outras profundidades.
Figura 4-11: Curvas do Fator de Recuperação em função da profundidade da configuração 2
Segundo Tabela 4-4, a produção acumulada confirma a melhoria do poço mais
profundo diante dos outros, apresentando um aumento de 18% em relação a produção
acumulada mais próxima que é da profundidade intermediária.
Tabela 4-4: Produção acumulada de acordo com a Profundidade na configuração 2
PROFUNDIDADE (m)
PRODUÇÃO ACUMULADA EM 20 ANOS (m³)
Topo – 483,2 147.246
Meio – 486,3 160.667
Fundo – 488,9 197.193
Pode-se concluir que para a melhor vazão que foi 500 mil m³/dia, a melhor
profundidade foi a de 488,9m, pois apresenta melhor fator de recuperação.
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia do Petróleo 2016.2
38 Marcelly Maria Antas Teixeira
4.2.3 ESTUDO DA CONFIGURAÇÃO 3 – SEIS INJETORES E DOIS
PRODUTORES
Na terceira configuração se têm seis poços injetores verticais e dois produtores
horizontais, por isso para que a análise fosse proporcional foi necessário reduzir pela
metade a injeção de CO2 por ter o dobro de poços produtores e assim se igualar a
quantidade de gás dentro dos poços.
4.2.3.1 ANÁLISE DAS DIFERENTES VAZÕES INJETADAS POR POÇO
Na Figura 4-12, pode-se analisar o fator de recuperação para diferentes vazões na
terceira configuração, tendo como melhor vazão a de 500 mil, por se ter um alto fator de
recuperação, cerda de 2,5% a mais do que o de 50 mil.
Figura 4-12: Curvas do Fator de Recuperação em função da vazão na configuração 3
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia do Petróleo 2016.2
39 Marcelly Maria Antas Teixeira
Na Figura 4-13 com o gráfico da vazão de gás pode-se ter a certeza da escolha
da vazão de 500 mil como a melhor opção, já que o gás é injetado constantemente.
Figura 4-13: Curva de Vazão de Gás injetado na configuração 3
Juntamente com a Tabela 4-5 que reforça que 500 mil é a melhor vazão de CO2
para ser utilizada nessa configuração.
Tabela 4-5: Produção acumulada de acordo com a vazão na configuração 3
VAZÃO (m³) PRODUÇÃO
ACUMULADA EM 20
ANOS (m³)
5 MIL 113537
12,5 MIL 122314
25 MIL 129472
50 MIL 137448
125 MIL 195242
250 MIL 195242
500 MIL 202156
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40 Marcelly Maria Antas Teixeira
Com a saturação de óleo pode-se ver o melhor varrido de acordo com as diferentes
vazões dentro do mesmo período do tempo, de 20 anos. Na Figura 4-14 tem a menor
vazão e na Figura 4-15 com maior vazão.
Figura 4-14: Saturação de óleo em 20 anos na vazão de 5 mil na configuração 3
Figura 4-15: Saturação de óleo em 20 anos com a vazão de 500 mi na configuração 3l
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41 Marcelly Maria Antas Teixeira
4.2.3.2 ANÁLISE DE DIFERENTES PROFUNDIDADES DO POÇO PRODUTOR
A análise da profundidade trouxe melhores resultados para o fator de recuperação,
como mostrado na Figura 4-16. A Figura 4-16 mostra que quanto maior a profundidade
melhores os resultados do fator de recuperação, isso porque, no método GAGD o gás
injetado empurra o óleo para baixo, então quanto mais profundo o poço, mais óleo
consegue ser produzido.
Figura 4-16: Curvas do Fator de Recuperação em função da profundidade na configuração 3
Juntamente com a Tabela 4-6, que ao mostrar em números a produção acumulada
certifica que a vazão de 500 mil m³ de CO2 mostra ser a melhor alternativa diante das
outras anteriormente mostradas.
Tabela 4-6: Produção acumulada em função da profundidade na configuração 3
PROFUNDIDADE (m³) PRODUÇÃO ACUMULADA
EM 20 ANOS (m³)
Topo – 483,2 202.275
Meio – 486,2 192.218
Fundo – 488,9 222.287
Conclui-se que a melhor profundidade para a vazão com maior fator de
recuperação foi a de 488,9 m, a maior profundidade.
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4.3 ANÁLISE COMPARATIVA ENTRE AS CONFIGURAÇÕES PROPOSTAS
Foram realizadas análises entre as três configurações construídas com a vazão e a
profundidade que apresentaram o melhor fator de recuperação e a melhor produção
acumulada, sendo elas, na primeira configuração a vazão de 250 mil m³, a segunda
configuração, com vazão de 500 mil m³ e na terceira configuração, também a vazão de
500 mil m³, e em todos os casos a profundidade foi a mais funda com 488,6 m.
Na Figura 4-17 pode-se fazer a análise da melhor configuração a partir da vazão
de óleo em função do tempo, onde vê-se que no início dos 5 primeiros anos a vazão de
óleo da configuração dois apresenta o ponto mais alto, porém no final dos 20 anos é a
configuração que apresenta o menor resultado apresentando 3,62 m³/dia, menor até que a
primeira configuração que consta com 4,95 m³/dia, logo conclui-se que a configuração
com maior vazão de óleo é a configuração 3, com resultado de 5,06 m³/dia, sendo melhor
do que as outras duas.
Figura 4-17: Curva da vazão de óleo das melhores configurações
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia do Petróleo 2016.2
43 Marcelly Maria Antas Teixeira
Na Figura 4-18 vê-se que nos primeiros anos os melhores resultados foram da
configuração 2, com três poços injetores e dois produtores horizontais, porém após o
breakthrough essa configuração apresenta uma baixa constância e a configuração 3, que
contém seis poços injetores verticais e dois produtores horizontais, apresenta o melhor
resultado no fator de recuperação.
Figura 4-18: Comparativo dos melhores resultados
De acordo com a Tabela 4-7, percebe-se que a melhor produção acumulada depois
de 20 anos é a da configuração 3 dando uma diferença de 20,38% a mais que a
configuração 2 e 33,75% a mais que a configuração 1, dessa forma sendo a melhor
configuração a ser usada a configuração 3 com a injeção de 500 mil m³ de CO2 por poço
na profundidade mais funda analisada.
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia do Petróleo 2016.2
44 Marcelly Maria Antas Teixeira
Tabela 4-7: Produção acumulada dos melhores resultados
CONFIGURAÇÃO PRODUÇÃO
ACUMULADA EM
20 ANOS (m³)
CONF. 3 222.287
CONF. 2 176.973
CONF. 1 147.280
Fazendo uma observação na saturação de óleo ao longo do tempo pode-se ver o
crescimento da área do varrido em três períodos ao longo dos 20 anos, nas duas melhores
configurações, reforçando a melhor configuração a ser utilizada.
Figura 4-19: Saturação de óleo na vazão de 500 mil na configuração 2
5 anos 10 anos
15 anos
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia do Petróleo 2016.2
45 Marcelly Maria Antas Teixeira
Figura 4-20: Saturação de óleo na vazão de 500 mil na configuração 3
Diante das saturações de óleo e da vazão de óleo mostradas, situadas no mesmo
plano e na mesma época, observa-se que onde teve o maior varrido foi na configuração
3. Mostrando assim ser a melhor escolha a ser tomada, necessitando antes de se fazer uma
análise econômica para se ter a certeza da viabilidade econômica.
5 anos 10 anos
15 anos
______________________________________
CAPÍTULO 5:
CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia do Petróleo 2016.2
47 Marcelly Maria Antas Teixeira
5 CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES
Nessa seção é mostrado a síntese das conclusões e recomendações do trabalho
exposto.
5.1 CONCLUSÕES
As conclusões que pode-se ter através da realização do trabalho são:
De acordo com o estudo realizado, verificou-se que o uso do método estudado, o
GAGD, de fato ajuda no aumento da produção de óleo do poço aumentando a
recuperação em relação a recuperação primária do reservatório;
Alterando a vazão de injeção de CO2 nos poços injetores, percebe-se o aumento
da vazão da produção do óleo, principalmente nos primeiros anos, já que
posteriormente ainda houve aumento, porém menor, mesmo sendo significante
em alguns casos;
As mudanças na profundidade também ajudaram no aumento de produção, visto
que quanto mais fundo o poço produtor maior é o fator de recuperação.
As diferentes configurações dos poços, ajudam também a influenciar no aumento
do fator de recuperação do óleo. Neste caso, a configuração com 6 poços injetores
e 2 produtores, com a injeção de 500 m³/dia de CO2 apresentou o melhor
resultado;
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia do Petróleo 2016.2
48 Marcelly Maria Antas Teixeira
5.2 RECOMENDAÇÕES
Efetuar um estudo econômico para estudar a viabilidade econômica do projeto,
podendo assim saber com mais exatidão a melhor configuração a ser escolhida
por ser acessível;
Alterar as configurações dos poços, mudando a posição dos injetores e/ou a
profundidade do poço produtor;
Fazer o estudo do caso com o mesmo processo GAGD, porém com outros tipos
de gás sendo injetados, como metano, propano para determinar qual melhor gás a
ser utilizado;
Realizar uma injeção alternada ou com paradas para analisar os resultados;
______________________________________
REFERÊNCIAS
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia do Petróleo 2016.2
50 Marcelly Maria Antas Teixeira
REFERÊNCIA BIBLIOGRÁFICA
BARILLAS, Jennys Lourdes Meneses - Estudo do processo de drenagem gravitacional
de óleo com injeção contínua de vapor em poços horizontais, Natal-RN, 2005.
BAUTISTA, E. V. : Análise Paramétrica da simulação Composicional do Processo de
Drenagem Gravitacional Assistida por Gás (GAGD). Dissertação de Mestrado em
Ciência e Engenharia de Petróleo, Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2010.
Natal-RN.
CARDOSO, Luis Claudio. Petróleo do poço ao posto. Rio de Janeiro: Qualitymark, 2005.
GARCIA, Caroline Suzy – Injeção de CO2 em reservatórios de óleos leves com
característica do nordeste brasileiro. Trabalho de Conclusão de Curso, Departamento de
Engenharia de Petróleo, Universidade Federal do Rio Grande do Norte. Natal – RN,
Brasil.
NETO, Otacílio Maurício Damasceno – Estudo do processo de injeção de CO2(GAGD)
aplicado a um reservatório de óleo leve. Trabalho de Conclusão de Curso, Departamento
de Engenharia de Petróleo, Universidade Federal do Rio Grande do Norte. Natal – RN,
Brasil, 2015.
ROSA, A. J.; CARVALHO, R. S.; XAVIER, J. A. D. Engenharia de Reservatórios de
Petróleo. Rio de Janeiro: Interciência, 2011.
Slide Share – Método de Recuperação de Petróleo, Injeção Miscível de CO2 – Disponível
em: <http://pt.slideshare.net/engenheiroalanferreira/injeao-de-co2-seminrio-9193678>.
Acessado em 10 de outubro de 2016.
Slide Share - Geologia do Petróleo -. Disponível em:
<http://pt.slideshare.net/RicardoRochaRicardo/geologia-do-petroleo>. Acessado em 06
de outubro de 2016.