Este item apresenta uma comparação entre a aplicação do processo de combustão in-
situ (HPAI) como método de recuperação avançada de petróleo e a manutenção da injeção de
água no período final de produção do reservatório, entre 01/01/2039 e 31/12/2048, para os modelos RES_1, RES_2 e RES_3. As Tabelas 5.6, 5.7 e 5.8 apresentam um resumo comparativo dos fatores de recuperação obtidos em diversos casos. Os valores de ΔFR correspondem à diferença entre o FR registrado em cada um desses casos, até 31/12/2048, e o FR obtido com a aplicação da injeção de água até 31/12/2038.
Tabela 5.6. FR – Comparativo dos métodos de inj. água e de combustão in-situ – RES_1. Método Data final
(máximo) FR (%) ΔFR (p.p.) Injeção de água 31/12/2038 18,67 - Injeção de água 31/12/2048 20,20 1,53
Sem injeção de fluidos – água/ar (pós-inj. água) 31/12/2048 19,28 0,61 CIS (pós-inj. água) – FR menor 31/12/2048 18,97 0,30 CIS (pós-inj. água) – FR intermediário 31/12/2048 19,49 0,82 CIS (pós-inj. água) – FR maior 31/12/2048 20,89 2,22
Tabela 5.7. FR – Comparativo dos métodos de inj. água e de combustão in-situ – RES_2. Método Data final
(máximo) FR (%) ΔFR (p.p.) Injeção de água 31/12/2038 46,40 - Injeção de água 31/12/2048 47,64 1,24
Sem injeção de fluidos – água/ar (pós-inj. água) 31/12/2048 47,66 1,26 CIS (pós-inj. água) – FR menor 31/12/2048 46,47 0,07 CIS (pós-inj. água) – FR intermediário 31/12/2048 46,57 0,17 CIS (pós-inj. água) – FR maior 31/12/2048 46,88 0,48
Tabela 5.8. FR – Comparativo dos métodos de inj. água e de combustão in-situ – RES_3. Método Data final
(máximo) FR (%) ΔFR (p.p.) Injeção de água 31/12/2038 65,22 - Injeção de água 31/12/2048 65,31 0,09
Sem injeção de fluidos – água/ar (pós-inj. água) 31/12/2048 65,34 0,12 CIS (pós-inj. água) – FR menor 31/12/2048 65,23 0,01 CIS (pós-inj. água) – FR intermediário 31/12/2048 65,36 0,14 CIS (pós-inj. água) – FR maior 31/12/2048 66,10 0,88
As Figuras 5.17 a 5.22 mostram as curvas de produção para os três modelos nas seis situações descritas nas Tabelas 5.6, 5.7 e 5.8. As Figuras 5.17, 5.19 e 5.21 correspondem a todo o período de produção do reservatório (de 01/01/2015 a 31/12/2048), enquanto que as Figuras 5.18, 5.20 e 5.22 detalham os 10 anos finais. As curvas de produção para o modelo de reservatório RES_3 correspondem a apenas 1/4 do modelo original.
Figura 5.17. Vazão de óleo – 01/01/2015 a 31/12/2048 – RES_1.
(m
3 st
d/
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Figura 5.18. Vazão de óleo – 01/01/2039 a 31/12/2048 – RES_1.
Figura 5.19. Vazão de óleo – 01/01/2015 a 31/12/2048 – RES_2.
(m 3 st d/ d) (m 3 st d/ d)
Figura 5.20. Vazão de óleo – 01/01/2039 a 31/12/2048 – RES_2.
Figura 5.21. Vazão de óleo – 01/01/2015 a 31/12/2048 – RES_3.
(m 3 st d/ d) (m 3 st d /d)
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Figura 5.22. Vazão de óleo – 01/01/2039 a 31/12/2048 – RES_3.
Analisando primeiramente o comportamento da aplicação da injeção de água como método de recuperação secundária, com início em 01/01/2018, observa-se um incremento de produção de óleo mais pronunciado no modelo RES_1 que nos demais, como era de se esperar, em virtude da pouca atuação do aquífero. Os ganhos de produção de óleo nos modelos RES_2 e RES_3 evidenciam-se apenas de forma muito sutil por meio da redução do declínio, sendo que nesses dois casos poder-se-ia parar a injeção de água em 31/12/2038 sem grande prejuízo no fator de recuperação. Apesar da aplicação da injeção de água não ser comum em reservatórios com características próximas das dos modelos RES_2 e, principalmente, RES_3, o método foi mantido com o objetivo de se avaliar a combustão in-
situ em reservatórios com maior saturação de água. A influência da presença do aquífero no
período integral de produção será analisada posteriormente.
De acordo com os resultados apresentados nas tabelas e nos gráficos acima, os incrementos obtidos para os fatores de recuperação foram baixos e a substituição da injeção de água pelo processo de combustão in-situ (HPAI) como método de recuperação avançada pode ser viável apenas em algumas situações específicas, a depender de outras análises complementares de caráter técnico e econômico, o que promoveria o incremento das reservas de óleo para os reservatórios em estudo. Os três modelos de reservatório estudados
(m
3 st
d
apresentaram antecipação da produção de óleo na maioria dos casos, embora apenas os modelos RES_1 e RES_3 tenham registrado um fator de recuperação final maior com a aplicação do processo de CIS em substituição à injeção de água.
Nesse ponto do estudo faz-se necessário analisar as causas dos baixos fatores de recuperação incrementais obtidos com a aplicação do processo de combustão in-situ (HPAI). Essa análise será feita com base nos resultados das simulações que registraram os maiores FR para os modelos RES_1 (simulação 36 – Qinj_50000_O2_0.50_Malha_1_Can_1) e RES_3 (simulação 27 – Qinj_25000_O2_0.50_Malha_1_Can_2).
No caso do modelo RES_1, foram recuperados 51,34% do óleo móvel com a aplicação da injeção de água até 31/12/2038, restando, portanto, ainda um considerável volume desse óleo (48,66%) para ser recuperado pelo processo de combustão in-situ (HPAI). Segundo Sarathi (1999), em reservatórios muito delgados, como é o caso do modelo RES_1, muito calor é perdido para as formações adjacentes, podendo resultar na queda da temperatura para valores abaixo do necessário para sustentar a frente de combustão, o que pode levar à perda de recuperação. No caso em questão, a energia total gerada pelas reações químicas foi de 5,9248E+14 J, enquanto que o calor perdido para as formações adjacentes foi de 4,6402E+14 J, o que corresponde a uma fração de 78,32%. Essa elevada dissipação de calor provoca a redução nos níveis de temperatura, prejudicando a ocorrência das reações químicas e a recuperação de óleo. Pelas Figuras 5.23, 5.24 e 5.25 observa-se uma queda da temperatura da frente de combustão de aproximadamente 175°C, nos períodos iniciais de aplicação da CIS, para em torno de 115°C, próximo dos instantes finais de produção:
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Figura 5.24. Temperatura – Corte IK – 1 ano após início da injeção de ar – RES_1.
Figura 5.25. Temperatura – Corte IK – 3,75 anos após início da injeção de ar – RES_1.
O esperado efeito de migração dos gases gerados no processo de combustão em direção ao topo da estrutura também pode ser observado, conforme a Figura 5.26, porém em pequena escala, com a camada superior atingindo saturações de gás de aproximadamente 10%, em torno do poço produtor PRO-1_1, próximo dos instantes finais de produção. Esse efeito é reduzido pelas permeabilidades mais baixas do modelo RES_1. Dessa forma, os baixos fatores de recuperação incrementais obtidos com o processo de combustão in-situ (HPAI) para o modelo RES_1 estão provavelmente relacionados às elevadas perdas de calor para as formações adjacentes.
Figura 5.26. Saturação de gás – Corte IK – 3,75 anos após início da inj. de ar – RES_1.
No caso do modelo RES_3, os mecanismos de produção primários e secundários conseguiram recuperar um total de 97,83% do óleo móvel, até 31/12/2038, restando, portanto, apenas uma pequena parcela desse óleo (2,17%) que poderia ser produzida pelo processo de combustão in-situ (HPAI). No caso em questão, a energia gerada pelas reações químicas foi de 4,9414E+14 J, enquanto que o calor perdido para as formações adjacentes foi de 1,9596E+14 J, o que corresponde a uma fração de 39,66%, bem menor que a registrada no modelo RES_1. Como nota-se na Figura 5.27, a CIS desenvolveu-se de forma mais vigorosa, com os níveis de temperatura alcançando maiores valores no instante final de produção:
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O efeito de segregação dos gases envolvidos no processo de combustão em direção ao topo da estrutura é mais evidente no modelo RES_3 que no modelo RES_1, como pode ser verificado na Figura 5.29. Esse efeito é ampliado pelas permeabilidades mais altas do modelo RES_3, o que tende a piorar as eficiências de varrido. Apesar dessa desvantagem, para os casos avaliados, a distribuição da saturação de óleo pós-injeção de água (Figura 5.28), onde o óleo remanescente concentra-se nas porções mais altas do reservatório, tem um papel mais importante que a natural tendência de segregação gravitacional dos gases na definição da melhor configuração dos canhoneados para os poços, como concluído anteriormente. Dessa forma, os baixos fatores de recuperação incrementais obtidos com o processo de combustão
in-situ (HPAI) para o modelo RES_3 podem ser justificados pela forte segregação
gravitacional dos gases, mas, principalmente, pelo pequeno volume de óleo móvel remanescente no início do processo de CIS.
Figura 5.29. Saturação de gás – Corte IK – 1,5 anos após início da inj. de ar – RES_3.
Quanto ao comportamento geral das curvas, o modelo de reservatório RES_1 chega a registrar um pico de produção com a combustão in-situ (HPAI) próximo àquele observado no início da vida produtiva do reservatório, ainda nas primeiras etapas de desenvolvimento. Outro ponto a se notar é que, em todos os casos, o período de produção com a aplicação do processo de CIS foi menor que os 10 anos máximos inicialmente estipulados em virtude dos poços produtores atingirem as restrições de produção estabelecidas no simulador, de vazão de óleo mínima de 0,01 m3/d ou de corte de água máximo de 99,9%. Esses períodos foram, para as simulações que registraram o FR maior, de aproximadamente 4, 1 e 1,5 anos respectivamente para os modelos RES_1, RES_2 e RES_3.