modelo base
A Figura 4.3 mostra o mapa de saturação de óleo que apresenta valor máximo de 0,75 nas primeiras camadas da zona de óleo (topo do reservatório) e valor mínimo de 0,0001 nas últimas camadas referentes à zona de água (base do reservatório).
Figura 4-3- Mapa de saturação do óleo com vista frontal dos poços produtor e injetor no modelo base
4.3 Condições de operação dos poços
Os parâmetros operacionais foram mantidos constantes ao longo das simulações. A Tabela 4.2 mostra os valores de pressão máxima utilizadas nos poços injetores e produtores.
Tabela 4-2 - Parâmetros de Operação dos Poços.
Parâmetros Valores
Pressão de fundo de poço máxima, injetor (psi). 2500
Pressão de fundo de poço mínima, produtor (psi). 28,5
Vazão máxima de líquido produzido (m3 std/dia) 500
4.4 Modelagem dos fluidos
O modelo de fluido utilizado foi o composicional. Esse tratamento composicional leva em consideração não somente a pressão e a temperatura do reservatório, mas também as composições das diversas fases presentes no meio poroso, sendo assim o óleo não é mais admitido como sendo formado por um único componente. Geralmente, quando o número de hidrocarbonetos é muito grande, costuma-se agrupá-los em componentes e pseudocomponentes. O objetivo do agrupamento é reduzir o tempo computacional que um tratamento mais rigoroso exigiria.
O óleo utilizado no reservatório das simulações computacionais tem características semelhantes às encontradas no Nordeste Brasileiro. O óleo tem viscosidade de 17cp na temperatura de 50 ºC, o grau API é 28.66 e sua pressão de saturação é 3.95 Kgf/cm2 (56,18 psi).
Criou-se um modelo de fluidos composicional no qual o componente mais pesado, C12+, possui uma fração 0.4007%. A massa específica C12+ é de 0.921 (g/cm3) e a massa molecular C12+ 683.
As frações molares de todos os componentes presentes no modelo de fluido, estão representadas na Tabela 4-3. Esse modelo foi considerado o original.
Tabela 4-3- Fração molar dos hidrocarbonetos presentes no fluido
Componentes Fração molar
N2 0,0006 C1 0,0009 C2 0,0009 C3 0,0019 IC4 0,0046 NC4 0,013 IC5 0,0235 NC5 0,0316 C6 0,0853 C7 0,0841 C8 0,01417 C9 0,0957 C10 0,0795 C11 0,0560 C12+ 0,4007
Para realizar a análise dos quinze componentes, estes foram agrupados para diminuir o número de componentes. O agrupamento e suas respectivas frações molares estão representados na Tabela 4-4.
Tabela 4-4- Agrupamento e percentual de cada componente e pseudocomponente
Componentes Fração molar (%)
N2 0,00073119548 C4 - C3 0,0045090387 IC4 - NC5 0,088596521 C6 - C9 0,34033493 C10 - C11 0,16512831 C12+ 0,4007
Esse modelo de fluido foi denominado de “Nordeste Brasileiro”, por ser constituído a partir de dados e informações de campos semelhantes.
Na tabela 4-5 são mostrados os resultados experimentais da liberação diferencial do mesmo óleo que foram utilizados no WinProp para criar o modelo de fluido.
Tabela 4-5- Dados PVT do teste de liberação diferencial do óleo leve Pressão F. V. f do óleo Razão de Viscosidade do Densidade do
(psi) (Bo) (rb/stb) solubilidade óleo (cp) óleo (g/cm3)
(Rs)(scf/stb) 56 1,0263 2,75 23,75 0,8618 60 1,0260 2,75 23,92 0,8621 55 1,0264 2,75 23,71 0,8618 50 1,0268 2,75 23,50 0,8615 45 1,0272 2,75 23,29 0,8612 40 1,0276 2,75 23,07 0,8609 35 1,0280 2,75 22,85 0,8605 30 1,0284 2,75 22,63 0,8602 25 1,0288 2,75 22,41 0,8599 20 1,0291 2,75 22,19 0,8596 15 1,0295 2,75 21,97 0,8592 10 1,0299 2,75 21,76 0,8589 5 1,0303 2,75 21,54 0,8586
As Figuras 4-4 e 4-5 apresentam as curvas do Fator Volume de Formação do óleo e da Razão de Solubilidade do gás no óleo ajustados a partir dos dados de liberação diferencial.
Figura 4-5- Razão de solubilidade do gás no óleo
As Figuras 4-4 e 4-5 apresentam as curvas do Fator Volume de Formação do óleo e da Razão de Solubilidade do gás no óleo e mostram que os dados experimentais que foram inseridos no simulador com o objetivo de criar um modelo confiável e representativo do fluído no reservatório para que possa ser usado para simular o processo de injeção de solução polimérica, ajustaram-se aos dados calculados pelo WinProp.
4.5 Curva de viscosidade
A viscosidade é uma das propriedades mais importantes no ajuste do modelo de fluidos, devido à influência no deslocamento do óleo. A Figura 4-6 mostra o ajuste entre os valores teórico e simulado.
Figura 4-6- Ajuste da viscosidade do óleo
4.6 Permeabilidades relativas
As curvas de permeabilidade relativa para o sistema água-óleo e para o sistema gás- líquido estão apresentadas nas figuras 4-7 e 4-8, respectivamente.
Figura 4-7- Curvas de permeabilidade relativa para o sistema água-óleo
4.7 Fluido injetado
O polímero utilizado para realizar o estudo teve como referência arquivos dates do simulador STARS da CMG.
A injeção de polímero foi considerada como um escoamento bifásico, constituído por uma fase óleo e uma fase aquosa, e de três fluídos: água, polímero e óleo, sendo que o polímero coexistiu somente com a água (Furati, 1998; Langtangen, 1991). As características do polímero utilizado neste trabalho estão apresentadas na tabela 4-6.
Tabela 4-6 - Características do polímero utilizadas no estudo Pressão Temperatura Mw Densidade viscosidade
crítica Crítica
29 psi 300 F 10000lb/lbmol 0.0062lb/ft3 20cp
A densidade do polímero utilizado foi de 0,0062 lb/bbl, ou 100 ppm. O tamanho do banco de polímero injetado foi de 20% do volume poroso, e enquadra-se na faixa dos casos mais bem sucedidos (7% a 33%) mencionada por (Du e Guan, 2004) em seu trabalho que revisa a técnica de injeção polimérica em escala de campo nos últimos quarenta anos. A solução polimérica utilizada no estudo contém 20% de polímero e 80% de água.
4.8 Viscosidade do óleo do reservatório
Para o estudo do processo de injeção de solução polimérica, foram criados três tipos de óleos sintéticos com viscosidades de 8cp, 17cp e 43cp utilizando o mesmo reservatório, isso foi possível de ser realizado variando as frações dos hidrocarbonetos presentes no reservatório. A tabela 4-7 apresenta as viscosidades do óleo sintéticas e suas respectivas frações.
Tabela 4-7 - Viscosidades do óleo sintéticas e suas respectivas frações. Viscosidade Frações dos hidrocarbonetos
C12+ C10-C11 C6-C9 IC4-NC5 C4-C3 N2 Total 8cp 0,00498 0,03642 0,84033 0,088597 0,009354 0,0007312 0,980412 17cp 0,4007 0,16513 0,34033 0,088597 0,004509 0,0007312 0,9999972 43cp 0,8946 0,00525 0,0062 0,088597 0,004509 0,0007312 0,9998872
4.9 Análise de sensibilidade dos parâmetros operacionais
Um passo importante para tornar a injeção de solução polimérica mais eficiente é encontrar os valores ótimos das variáveis do projeto que maximizem o desempenho do campo. Para verificar se determinados parâmetros exercem influência no processo de injeção da solução com polímeros, foi realizada uma análise destes a fim de confirmar sua influência no processo.
Após pesquisas e análises realizadas para o processo, concluiu-se que dentre os parâmetros operacionais que mais se aplicam ao estudo de injeção de polímeros são,
Concentração do polímero;
Viscosidade do polímero; Viscosidade do óleo; Vazão de injeção de água;
Para desenvolver a análise de combinações entre os parâmetros operacionais e de reservatório, foi utilizado um planejamento fatorial completo de quatro variáveis com três níveis (34). Este planejamento resultou em 81 simulações para a análise dos parâmetros. Optou-se por um planejamento fatorial completo, para facilitar as análises sem perdas de resultados importantes.
Os valores mínimos, médios e máximos estabelecidos para cada parâmetro foram baseados em valores possíveis de serem encontrados em reservatórios reais do Nordeste do Brasil, e estão representados na Tabela 5-4.
Tabela 4-8 - Níveis de parâmetros do reservatório Parâmetros Níveis -1 0 +1 Visc. do óleo 8cp 17cp 43cp % de polímero 10 20 30 Visc. do polímero 10cp 20cp 40cp
Vazão de Água 25m3/dia 50m3/dia 75m3/dia
4.10 Metodologia de trabalho
Capítulo V:
5 Resultados
Este capítulo apresenta os principais resultados obtidos na pesquisa do Estudo paramétrico de injeção de polímeros em reservatórios de petróleo. São mostrados os refinamentos realizados para obtenção do modelo base, análise de sensibilidade dos parâmetros operacionais e demais resultados.
5.1 Escolha do modelo base refinado
Nas simulações computacionais, o refinamento da malha permite simular com blocos de determinadas dimensões, aumentando a especificidade através da divisão em unidades menores. A partir dessa divisão é possível analisar as informações em cada bloco, visando à eficiência do estudo. Foram realizados cinco refinamentos para a escolha do modelo base com vazões de injeção de água de 75m3/dia.
A discretização mais apropriada em termos de tempo de processamento e refinamento, definida após o teste de malha, contem 20 células x 20 células na seção areal e 24 células na seção vertical. O reservatório passa a conter 9600 blocos. Sendo na camada K = 24 blocos, cada bloco na zona de óleo medindo 1 metro e na zona de água medindo 2,5 metros. A tabela 5-1 mostra os refinamentos realizados e a escolha do refinamento utilizado no estudo.
Optou-se para o modelo base a configuração do bloco (20x20x24), destacado em vermelho, mostrado na tabela 5-1, por ser um dos modelos estudados mais refinados, permitindo assim que a analise dos resultados se aproxime mais da realidade.
Tabela 5-1- Refinamentos para a escolha do modelo base
Modelo Malha Total de DIM K zona K zona Np(m3) T de simulação
blocos I J óleo de água 20 a (min , seg)
1 11*11*23 2783 *9.1 *9.1 2420*1 363*3.33 23975.8 11' 7'' 2 13*13*23 3887 *7.69 *7.69 3380*1 507*3.33 23967.6 14' 4" 3 15*15*24 5400 *6.66 *6.66 4500*1 900*2.5 23887.9 19' 11" 4 20*20*24 9600 *5 *5 8000*1 1600*2.5 23680.5 37' 16" 5 13*13*25 4225 *7.69 *7.69 3380*1 845*2 23638.4 16' 9"
Na tabela 5-1, pode-se observar que houve pouca diferença entre as produções acumuladas de óleo em cada um dos refinamentos ao final dos 20 anos de projeto, a Figura 5-1 apresenta as curvas de produção acumulada de todos os refinamentos, confirmando assim a escolha do modelo. O reservatório a ser estudado passa a conter 9600. Não foram realizados mais refinamentos visto que ultrapassaria 10000 blocos.
5.2 Análise comparativa do método com a injeção de água
A fim de verificar o comportamento do polímero no reservatório em estudo, foram realizados alguns testes com a solução polimérica variando a porcentagem de polímero em (0%, 10%, 20%, 30%, 40%, 50%, 60%, 70%, 80%, 90% e 100%) de polímero para uma vazão de água injetada de 50 m3/dia.
Existem na literatura diversos estudos referentes ao tamanho de banco de polímero a ser utilizado para obter uma boa produção de óleo, dentro de custos admissíveis, esta análise tem como finalidade identificar um banco de polímero que tenha uma boa resposta quando aplicado ao reservatório em análise e com baixos custos na operação. A Figura 5-2 apresenta as curvas de produção acumulada da Injeção contínua de solução polimérica comparando com a recuperação por injeção contínua de água sem polímero, com o objetivo de analisar sua eficiência na recuperação do óleo.
É possível observar na Figura 5-2 que a diferença entre os modelos de injeção de água com polímero e apenas com a injeção de água, após 20 anos de projeto, apresenta resultados satisfatórios para o emprego do método. As curvas com injeção de solução polimérica têm comportamentos similares e mostram vantagens do uso do método na recuperação do óleo, no entanto observa-se que quando se aumenta a concentração do polímero na água acima de 50% aproximadamente do volume poroso, há um declínio nas curvas de produção de óleo. Estudos mostram que a maior parte dos polímeros é, em certo grau, adsorvida pela rocha-reservatório e que este processo de adsorção ocorre deixando a água, praticamente sem polímero, contatar o fluido do reservatório, o que resulta em uma baixa eficiência de varrido. Neste estudo não está sendo considerado este processo de adsorção do polímero a rocha, no entanto, este efeito pode está ocorrendo no reservatório em estudo, quando se injeta concentrações de polímero acima de 50% do volume poroso.
5.3 Planejamento fatorial completo
Na Tabela 5-2 são apresentadas todas as combinações realizadas no planejamento fatorial completo para o processo de injeção da solução polimérica tendo como resposta analisada a produção acumulada em 5, 10, 15 e 20 anos de produção, e está organizada em ordem decrescente da Np.
Tabela 5-2- Simulações realizadas para o estudo do processo de injeção de polímeros, analisando a produção acumulada em 5,10,15 e 20 anos de produção.
Caso µo % µp Qinj. Np
Pol. Água 5anos 10anos 15anos 20anos
12 8 20 10 75 18,789 20,289 20,926 21,284 9 8 10 40 75 18,626 20,199 20,886 21,274 6 8 10 20 75 18,557 20,161 20,868 21,269 3 8 10 10 75 18,489 20,124 20,852 21,267 15 8 20 20 75 18,899 20,328 20,926 21,264 21 8 30 10 75 19,038 20,383 20,937 21,251 18 8 20 40 75 19,003 20,363 20,927 21,247 24 8 30 20 75 19,170 20,409 20,919 21,206 27 8 30 40 75 19,279 20,413 20,880 21,142 23 8 30 20 50 18,615 20,169 20,779 21,121 26 8 30 40 50 18,817 20,251 20,804 21,115 20 8 30 10 50 18,397 20,063 20,736 21,112 17 8 20 40 50 18,368 20,030 20,714 21,096 14 8 20 20 50 18,220 19,952 20,678 21,086 11 8 20 10 50 18,064 19,857 20,628 21,066 8 8 10 40 50 17,885 19,720 20,546 21,022 5 8 10 20 50 17,805 19,663 20,513 21,006 2 8 10 10 50 17,726 19,604 20,477 20,987 25 8 30 40 25 16,975 19,559 20,488 20,950 22 8 30 20 25 16,748 19,307 20,329 20,858 19 8 30 10 25 16,530 19,043 20,140 20,738 16 8 20 40 25 16,561 19,035 20,115 20,712 13 8 20 20 25 16,415 18,856 19,976 20,613 10 8 20 10 25 16,275 18,675 19,825 20,499 7 8 10 40 25 16,170 18,487 19,641 20,344 4 8 10 20 25 16,097 18,390 19,552 20,269 1 8 10 10 25 16,026 18,290 19,457 20,187 54 17 30 40 75 17,009 18,856 19,690 20,187 51 17 30 20 75 16,727 18,650 19,533 20,059 48 17 30 10 75 16,437 18,419 19,345 19,903 53 17 30 40 50 16,344 18,400 19,327 19,881 45 17 20 40 75 16,391 18,379 19,312 19,876 42 17 20 20 75 16,200 18,214 19,173 19,758 50 17 30 20 50 16,007 18,121 19,096 19,687 39 17 20 10 75 16,011 18,047 19,029 19,634 36 17 10 40 75 15,789 17,843 18,853 19,482 47 17 30 10 50 15,664 17,818 18,838 19,465 44 17 20 40 50 15,624 17,770 18,795 19,427 33 17 10 20 75 15,697 17,758 18,779 19,416
30 17 10 10 75 15,604 17,672 18,703 19,350 41 17 20 20 50 15,402 17,561 18,611 19,264 38 17 20 10 50 15,181 17,347 18,419 19,093 52 17 30 40 25 14,535 17,188 18,362 19,064 35 17 10 40 50 14,932 17,083 18,176 18,874 32 17 10 20 50 14,826 16,974 18,076 18,784 49 17 30 20 25 14,230 16,825 18,032 18,769 29 17 10 10 50 14,721 16,866 17,975 18,691 46 17 30 10 25 13,933 16,459 17,688 18,456 43 17 20 40 25 13,930 16,417 17,638 18,407 81 43 30 40 75 13,512 16,133 17,431 18,240 40 17 20 20 25 13,734 16,172 17,402 18,187 78 43 30 20 75 13,236 15,872 17,191 18,019 37 17 20 10 25 13,546 15,929 17,163 17,962 75 43 30 10 75 12,954 15,586 16,919 17,764 80 43 30 40 50 12,894 15,576 16,906 17,747 72 43 20 40 75 12,907 15,537 16,872 17,720 34 17 10 40 25 13,364 15,649 16,870 17,680 31 17 10 20 25 13,273 15,528 16,748 17,561 69 43 20 20 75 12,722 15,336 16,675 17,531 77 43 30 20 50 12,573 15,252 16,597 17,456 28 17 10 10 25 13,183 15,409 16,625 17,442 66 43 20 10 75 12,537 15,131 16,469 17,332 74 43 30 10 50 12,255 14,912 16,265 17,138 71 43 20 40 50 12,209 14,854 16,209 17,084 63 43 10 40 75 12,320 14,880 16,212 17,078 60 43 10 20 75 12,226 14,772 16,101 16,969 57 43 10 10 75 12,133 14,662 15,990 16,859 68 43 20 20 50 11,999 14,620 15,975 16,858 79 43 30 40 25 11,385 14,303 15,717 16,623 65 43 20 10 50 11,796 14,383 15,736 16,622 62 43 10 40 50 11,563 14,090 15,433 16,321 76 43 30 20 25 11,112 13,930 15,335 16,248 59 43 10 20 50 11,466 13,971 15,308 16,198 56 43 10 10 50 11,371 13,852 15,183 16,072 73 43 30 10 25 10,849 13,561 14,949 15,863 70 43 20 40 25 10,839 13,512 14,891 15,803 67 43 20 20 25 10,669 13,270 14,633 15,542 64 43 20 10 25 10,505 13,032 14,376 15,280 61 43 10 40 25 10,338 12,752 14,064 14,956 58 43 10 20 25 10,260 12,636 13,936 14,824 55 43 10 10 25 10,185 12,522 13,809 14,692
Cada efeito foi analisado para entender se a mudança desde os níveis inferiores até os superiores resultam em um aumento ou em uma diminuição do valor da produção acumulada, avaliou-se através do digrama de Pareto a significância linear (L) dos parâmetros e das interações entre os mesmos. Os diagramas foram realizados para a produção em 5, 10, 15 e 20 anos. As Figuras 5-3, 5-4 e 5-5 apresentam os digramas para os quatro parâmetros analisados tendo a produção acumulada como a variável de resposta em 5, 10 e 15 anos de produção.
No diagrama, o valor apresentado ao lado da barra resulta da divisão da média das respostas nos níveis analisados pelo erro padrão. Quando este valor é positivo significa que, com uma mudança do nível mínimo ao máximo da variável analisada há um incremento da resposta, da mesma forma, um valor negativo referente a um parâmetro analisado, significa que tal variável contribui no sentido de diminuir o valor esperado para a resposta analisada, que neste caso é a produção acumulada. São considerados resultados estatisticamente significativos ao nível de 95 % de confiança, os fatores cujas barras extrapolam a linha divisória (p = 0,05).
Figura 5-4 - Diagrama de Pareto para a produção acumulada em 10 anos.
A intensidade do efeito de cada parâmetro analisado, e das interações entre eles sobre a produção de óleo pode ser vistos nas Figuras 5-3, 5-4 e 5-5 onde observar - se que todas as variáveis estudadas apresentaram influência estatisticamente significativa, contribuindo assim para um aumento na produção acumulada. Dessa forma, foi feita uma análise individual destes parâmetros em relação à influência sobre a produção acumulada, observando-se que:
A viscosidade do óleo (Visc. óleo) foi o parâmetro individual que mais contribuiu estatisticamente para a produção de óleo no método estudado. Neste caso, o aumento da viscosidade promove uma diminuição na variável resposta.
A vazão de injeção de água foi o segundo parâmetro que mais influenciou estatisticamente na produção de óleo. Observa-se que um incremento da vazão de injeção no intervalo estudado promove um aumento na produção acumulada.
A porcentagem do polímero foi o terceiro fator mais influente na recuperação do óleo, visto que esse, mesmo em pequenas concentrações, aumenta a eficiência de varrido pela redução da mobilidade do fluido injetado.
A viscosidade do polímero aparece como parâmetro que menos influencia significativamente na recuperação do óleo residual comparado aos outros parâmetros estudados.
Observa – se no Diagrama que alguns efeitos das interações dos parâmetros também apresentam valores estatisticamente significativos sobre o valor da produção acumulada em 20 anos de injeção. O diagrama de Pareto mostra que os parâmetros que apresentam valores positivos são:
Viscosidade do óleo e porcentagem de polímero
Viscosidade do óleo e vazão de injeção de água
E os efeitos combinados com valores negativos são:
Porcentagem de polímero e Vazão de injeção de água
Viscosidade do polímero e vazão de injeção de água
Nos diagramas de Pareto apresentados nas Figuras 5-3, 5-4 e 5-5, é possível observar que existem parâmetros lineares (L) e quadráticos (Q). Esses termos quadráticos não são analisados como um aumento ou diminuição da variável resposta, porque devido ao fato de serem quadráticos, os resultados das mudanças dos efeitos dentro da variável quadrática são sempre positivos e são responsáveis pela curvatura na superfície de resposta.
A técnica de superfícies de resposta foi utilizada para analisar a influência das interações entre dois parâmetros de modo a identificar a máxima e mínima resposta sobre a produção de óleo em 5, 10 e 15 anos de produção. As superfícies de resposta apresentadas são as mais representativas da análise de sensibilidade, e estão em concordância com os resultados do diagrama de Pareto.
Os parâmetros operacionais que não estão sendo analisados foram mantidos no ponto intermediário. As superfícies de resposta foram analisadas somente para as interações entre parâmetros que de acordo com o diagrama de Pareto apresentaram significância estatística. As Figuras 5-6, 5-7, 5-8 e 5-9 apresentam as superfícies de resposta analisadas.
A Figura 5-6 mostra as superfícies de resposta para a interação entre os parâmetros % de polímero vs. Viscosidade do óleo em 5 anos, 10 anos e 15 anos de projeto.
Figura 5-6 - Superfície de resposta: % de polímero vs. viscosidade do óleo em 5 anos, 10 anos e 15 anos.
Analisando a Figura 5-6 que mostra as superfícies de resposta para a interação entre os parâmetros % de polímero e viscosidade do óleo em 5, 10 e 15 anos, observa-se um comportamento semelhante nos três períodos de produção de óleo, indicando que a área de maior produção é obtida quando se injeta maiores porcentagens de polímeros quando é utilizado um óleo de baixa viscosidade.
A Figura 5-7 mostra as superfícies de resposta para a interação entre os parâmetros viscosidade do polímero vs. % do polímero em 5 anos, 10 anos e 15 anos de projeto.
Figura 5-7 – Superfície de resposta: viscosidade do polímero vs. % de polímero em 5 anos, 10 anos e 15 anos.
A Figura 5-7 mostra as superfícies de resposta para a interação entre a viscosidade do polímero e a % de polímero utilizado nos estudos. Observa-se nas superfícies de resposta que a interação entre estes parâmetros em 5 anos de projeto ainda não é definida, porém em 10 e 15 anos de
projeto esta interação ocorre, indicando que maiores produções de óleo ocorrem para viscosidades altas de polímeros e altas porcentagens de polímero utilizadas.
A Figura 5-8 mostra as superfícies de resposta para a interação entre os parâmetros vazão de água vs. viscosidade do óleo em 10 anos e 15 anos de projeto.
Figura 5-8 - Superfície de resposta: vazão de água vs. viscosidade do óleo em 10 anos e 15 anos de projeto.
A Figura 5-8 mostra as superfícies de resposta para a interação entre a vazão de água e a viscosidade do óleo, que ocorrem em 10 e 15 anos do projeto, nos períodos analisados, e apresentam comportamento semelhante nos dois períodos, mostrando que maior produção de óleo acontece quando se injeta maiores vazões de água para baixas viscosidades de óleo.
A Figura 5-9 mostra as superfícies de resposta para a interação entre os parâmetros vazão de água vs. viscosidade do óleo em 10 anos e 15 anos de projeto.
Figura 5-9 – Superfície de resposta: viscosidade do polímero vs. viscosidade do óleo em 10 anos e 15 anos.
As superfícies de resposta da Figura 5-9 mostram a interações entre a viscosidade do polímero e a viscosidade do óleo que ocorrem em 10 e 15 anos de projeto, nos períodos analisados, e mostram que as maiores produções de óleo acontecem quando são utilizadas maiores viscosidades de polímero e baixas viscosidades de óleo.
As regiões de máxima resposta da superfície de resposta são representadas pelas áreas em vermelho, enquanto as verdes estão associadas aos níveis de parâmetros que apresentam os menores valores para a variável considerada.
5.4 Processos simulados
Os processos simulados para os três tipos de viscosidade (8cp, 17cp e 43cp) foram à produção primária, ou seja, a produção sem qualquer intervenção externa, a injeção de água e a injeção de polímero (solução polimérica), que em alguns casos consistiu de injeções alternadas injetando-se um primeiro banco de solução polimérica seguida pela água de injeção e em outros foram injetados um primeiro banco de água, seguido por um banco de solução polimérica.
O processo foi realizado desta forma, visto que alguns trabalhos na literatura introduzem a injeção de polímero como sendo mais eficiente quando é utilizado como processo secundário, ou seja, um banco de polímero deve ser injetado antes do banco de água. A injeção alternada de solução polimérica também aparece como uma técnica economicamente viável, comparada à injeção continua de solução polimérica, a qual teria gastos bem maiores. Como o método estudado é considerado um processo terciário, a maioria dos testes foram realizados injetando-se primeiro um banco de água, seguido por um banco de polímero, obtendo resultados semelhantes ao anterior.
Os testes foram programados com o objetivo de viabilizar a análise e comparação entre as respostas da injeção de água, de solução polimérica e de bancos de água e polímero que foram simulados como mostra a Figura 5-10.
Recuperação Primária
Injeção Contínua
Injeção contínua de água Injeção contínua de solução polimérica
Processos alternados
Injeção alternada por 3 meses Injeção alternada por 6 meses Injeção alternada por 1 ano
Os processos de simulações mostrados na Figura 5-10 foram realizados para as três viscosidades (8cp, 17cp e 43cp) variando as vazões de água injetada em 25m3/dia, 50 m3/dia e 75 m3/dia e tendo como variável analisada a produção acumulada. O fluido injetado para realizar os testes de simulação (solução polimérica) contém 20% de polímero e 80% de água, visto que é um banco intermediário aos outros testados e também apresenta uma boa resposta de óleo