UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO NORTE
CENTRO DE TECNOLOGIA
CURSO DE GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA DE PETRÓLEO
ANÁLISE DOS MÉTODOS DE RECUPERAÇÃO UTILIZADOS NOS
CAMPOS DO PRÉ-SAL
Eudes Medeiros do Carmo Filho
Novembro, 2024
NATAL, RN
Prepare-se para as provas
Estude fácil! Tem muito documento disponível na Docsity
Ganhe pontos para baixar
Ganhe pontos ajudando outros esrudantes ou compre um plano Premium
Guias e Dicas
Prepare-se para as provas
Estude fácil! Tem muito documento disponível na Docsity
Encontrar documentos
Prepare-se para as provas com trabalhos de outros alunos como você, aqui na Docsity
Pesquisar documentos Store
Os melhores documentos à venda: Trabalhos de alunos formados
Videoaulas
Prepare-se com as videoaulas e exercícios resolvidos criados a partir da grade da sua Universidade
Quiz
Responda perguntas de provas passadas e avalie sua preparação.
Ganhe pontos para baixar
Ganhe pontos ajudando outros esrudantes ou compre um plano Premium
Comunidade
Pergunte à comunidade
Peça ajuda à comunidade e tire suas dúvidas relacionadas ao estudo
Ranking universidades
Descubra as melhores universidades em seu país de acordo com os usuários da Docsity
Guias grátis
Os eBooks que salvam estudantes!
Baixe gratuitamente nossos guias de estudo, métodos para diminuir a ansiedade, dicas de TCC preparadas pelos professores da Docsity
Análise do Comportamento de um Reservatório de Pré-Sal, Esquemas de Engenharia de Petróleo
Este trabalho de conclusão de curso em engenharia de petróleo analisa o comportamento de um reservatório de pré-sal brasileiro submetido à injeção de água e gás, utilizando o software unisim e o módulo imex do cmg. O estudo compara a eficiência dos métodos de recuperação de óleo por injeção de água e gás, avaliando a produção acumulada, o fator de recuperação e o valor presente líquido (vpl) para diferentes vazões de injeção. Os resultados indicam que a injeção de gás apresenta melhor recuperação de óleo em comparação à injeção de água, com um vpl mais alto em um período de tempo menor.
Tipologia: Esquemas
2024
1 / 71
Esta página não é visível na pré-visualização
Não perca as partes importantes!
Documentos relacionados
Pré-visualização parcial do texto
Baixe Análise do Comportamento de um Reservatório de Pré-Sal e outras Esquemas em PDF para Engenharia de Petróleo, somente na Docsity!
UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO NORTE
CENTRO DE TECNOLOGIA
CURSO DE GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA DE PETRÓLEO
ANÁLISE DOS MÉTODOS DE RECUPERAÇÃO UTILIZADOS NOS
CAMPOS DO PRÉ-SAL
Eudes Medeiros do Carmo Filho Novembro, 2024 NATAL, RN
II
Universidade Federal do Rio Grande do Norte – UFRN Sistema de Bibliotecas - SISBI Catalogação de Publicação na Fonte. UFRN - Biblioteca Central Zila Mamede Carmo Filho, Eudes Medeiros do. Análise dos métodos de recuperação utilizados nos campos do pré-sal / Eudes Medeiros do Carmo Filho. - 2024. 71 f.: il. Monografia (graduação) - Universidade Federal do Rio Grande do Norte, Centro de Tecnologia, Curso de Engenharia de Petróleo, Natal, RN, 2024. Orientação: Profa. Dra. Jennys Lourdes Meneses Barillas.
- Pré-sal Brasileiro - Monografia. 2. Injeção de Água - Monografia. 3. Injeção de Gás - Monografia. 4. Valor Presente Líquido - VPL - Monografia. I. Barillas, Jennys Lourdes Meneses. II. Título. RN/UF/BCZM CDU 665.6/. Elaborado por Fernanda de Medeiros Ferreira Aquino - CRB-15/
IV
Eudes Medeiros do Carmo Filho Análise dos Métodos de Recuperação Utilizados nos Campo do Pré-sal Monografia apresentada ao curso de graduação em Engenharia de Petróleo, da Universidade Federal do Rio Grande do Norte, como requisito parcial à obtenção do título de Bacharel em Engenharia de Petróleo. Aprovada em: 8 de novembro de 202 4. BANCA EXAMINADORA: Prof. Dra. Jennys Lourdes Meneses Barillas Orientador (a) UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO NORTE Prof. Dr. Edney Rafael Viana Pinheiro Galvão Membro interno UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO NORTE Prof. Tarcilio Viana Dutra Junior Membro interno UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO NORTE
V
CARMO FILHO , Eudes Medeiros do. Análise dos métodos de recuperação utilizados nos campos do pré-sal. 2024. 71 f. TCC (Graduação) - Curso de Engenharia de Petróleo, Universidade Federal do Rio Grande do Norte, Natal, Brasil, 2024. Palavras-Chaves: Pré-sal brasileiro, injeção de água, injeção de gás, VPL Orientadora: Profª. Drª. Jennys Lourdes Meneses Barillas RESUMO ___________________________________________________________________________ Com camadas que variam entre um mil e dois mil metros de profundidade, o pré-sal brasileiro está entre as grandes descobertas do século XXI, pela Petrobras. Possuindo uma área aproximada de 150 mil quilômetros quadrados, dos quais vinte e quatro mil possuem direito à exploração, os reservatórios presentes se destacam por possuírem um petróleo de grau API médio e alta qualidade. Dentre os investimentos dedicados ao longo dos anos para os estudos dos cenários desses campos, uma das técnicas desenvolvidas foi a modelagem de reservatórios. O presente trabalho teve como objetivo analisar o comportamento de um reservatório submetido à injeção de água e à injeção de gás com as características do pré-sal brasileiro. Para isso, foi extraído um submodelo do reservatório semissintético UNISIM, e foram variados alguns parâmetros operacionais, como tipo de malha e diferentes vazões de injeção. Os resultados encontrados mostraram que o modelo utilizando a injeção de gás apresentou melhor recuperação do óleo quando comparado à injeção de água. Para complementar os resultados, foi realizada uma análise econômica dos modelos com maior Fator de Recuperação (FR) utilizando o Valor Presente Líquido (VPL). Constatou-se que os modelos analisados apresentaram um VPL final positivo, sendo o modelo na malha 5-spot-invertida com injeção de gás o que apresentou um maior retorno em menos tempo comparado ao modelo utilizando a injeção de água.
VII
DEDICATÓRIA
Aos meus pais, Eudes e Alzeneide, fonte de todo amor, carinho e sustento que um filho como eu poderia pedir a Deus.
VIII
AGRADECIMENTOS
Em primeiro lugar, a Deus. Serei eternamente grato a Ele por não ter soltado minha mão durante toda minha vida, principalmente durante a minha graduação. Aos meus pais, que não somente foram meu suporte emocional e financeiro, mas também foram, são e sempre serão, sinônimo de refúgio e abrigo. É uma honra ser filho de vocês. A minha irmã, minha confidente, companheira e parceira para todo sempre, Lorena Ellen. A minha companheira, Lais Cristine, como disse Machado: “Amai, rapazes! e, principalmente, amai moças lindas e graciosas; elas dão remédio ao mal, aroma ao infecto, trocam a morte pela vida... Amai, rapazes!”. Aos meus professores e colegas de classe, especialmente aqueles que fizeram da minha graduação algo mais leve, com suas brincadeiras e conversas antes, durante e após as aulas, tornando um caminho árduo em algo mais tranquilo. Rafael, Normann, Iuri e Sérgio, obrigado por todas as risadas durante o semestre e aperto pré provas, eu não teria conseguido sem vocês! A minha professora, orientadora e amiga de corrida, a professora Jennys Lourdes. Seus puxões de orelha, conselhos, tanto educacionais quanto pessoais, foram essenciais para que esse trabalho fosse realizado da melhor maneira. Agradeço ao professor Marcos Allyson por ter me feito escolher a Engenharia de Petróleo e informado da bolsa do programa para que eu pudesse estar escrevendo esse TCC. Agradeço também a professora Vanessa Cristina por ter me acolhido tão bem no departamento e ter feito parte da minha graduação. Também sou grato ao Programa de Recursos Humanos da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis – PRH-ANP, suportado com recursos provenientes do investimento de empresas petrolíferas qualificadas na Cláusula de P, D&I da Resolução ANP nº 50/2015. A Universidade Federal do Rio Grande do Norte, pela infraestrutura oferecida, salas de acomodação e suporte. Agradeço a cada um dos funcionários, em especial aos funcionários do Restaurante Universitário, que além de prestadores de serviço, viraram meus amigos e tornaram a UFRN um ambiente acolhedor e propício para minha ascensão. Por fim, a todos que de alguma forma fizeram parte dessa grande caminhada que é se formar numa Universidade Federal. Meu muito obrigado a todos!
X
LISTA DE FIGURAS
Figura 1 - Localização do pré-sal ............................................................................................... 4 Figura 2 - Disposição das camadas do pré-sal ............................................................................ 5 Figura 3 - Esquema de injeção de água ...................................................................................... 7 Figura 4 - Deslocamento natural de óleo por água em um canal de poro único ........................ 7 Figura 5 – Injeção miscível de CO2 ........................................................................................... 8 Figura 6 - Vista 3D do reservatório .......................................................................................... 19 Figura 7 - Vistas dos planos IK, JK e IJ ................................................................................... 20 Figura 8 - Distâncias entre poços para as configurações five-spot - normal e five-spot - invertido .................................................................................................................................................. 21 Figura 9 - Curva de razão de solubilidade e fator volume formação versus pressão ............... 22 Figura 10 - Viscosidade versus pressão .................................................................................... 22 Figura 11 - Curvas de permeabilidade relativa para a água (krw) e ao óleo (krow) no sistema água-óleo. ................................................................................................................................. 23 Figura 12 - Curvas de permeabilidade relativa para o óleo (kro) e para o gás (krg) ................ 24 Figura 13 - Produção acumulada para diferentes pressões de fundo de poço para malha five- spot - invertido ............................................................................................................................ 26 Figura 14 - Fator de Recuperação para a malha five-spot - invertido......................................... 27 Figura 15 - Saturação de óleo para o modelo Q1200 na malha five-spot-invertido ................. 28 Figura 16 - Vazão de óleo para o modelo five-spot - invertido .................................................. 29 Figura 17 - Produção acumulada de óleo para o modelo five-spot - invertido ........................... 30 Figura 18 - Vazão de óleo para a malha five-spot .................................................................... 31 Figura 19 - Saturação de óleo para a vazão de injeção Q1000 ao longo dos anos ................... 32 Figura 20 - Produção acumulada de óleo para o modelo five-spot ........................................... 33 Figura 21 - Diferença entre produção acumulada dos modelos injetando água ao fim de 40 anos .................................................................................................................................................. 34 Figura 22 - Produção acumulada de óleo para malha five-spot invertida utilizando injeção de gás ............................................................................................................................................. 35 Figura 23 - Vazão de gás injetada para o modelo five-spot - invertido ...................................... 35 Figura 24 - Vazão de óleo para a malha five-spot-invertido ..................................................... 36 Figura 25 - Razão gás óleo para o PROD- 1 ............................................................................. 37
XI
Figura 32 - Diferença entre produção acumulada dos modelos injetando gás ao fim de 40 anos
1 INTRODUÇÃO
A descoberta do pré-sal pela Petrobras, no início dos anos 2000, não somente revolucionou o mercado pela adesão de novas tecnologias aliadas a empresas internacionais, inovando na exploração e na obtenção da qualidade do material encontrado, mas também pela evidenciação de um óleo com grau API médio de 28 e grande potencial energético (PETROBRAS, 2018 ). Com o intuito de facilitar o estudo desses reservatórios, assim como auxiliar na tomada de decisões e a realização da previsão dos comportamentos ao longo do tempo de produção, a modelagem e a simulação de reservatórios surge como uma boa alternativa para o estudo dos diferentes cenários. Entre estes métodos de recuperação utilizados nesses reservatórios, destacam-se a injeção de água e de gás como métodos para melhorar o fator de recuperação. A injeção de água visa a manutenção da pressão e o deslocamento do óleo para o poço produtor, pretendendo um deslocamento próximo de um modelo pistão em um modelo ideal. Entretanto, o deslocamento raramente é uniforme devido à heterogeneidade do reservatório e à variação da mobilidade dos fluidos. A água ocupa uma fração do volume poroso no reservatório que era anteriormente preenchido pelo petróleo e, ao avançar, parte do óleo é deslocado para o poço produtor. Contudo, uma fração do óleo permanece presa nas rochas, formando o óleo residual, o que limita a recuperação total do óleo do reservatório. A injeção de gás, por outro lado, envolve na maioria das vezes a injeção de gás natural, CO 2 ou outros gases, aumentando ainda mais a recuperação. Esse método de recuperação funciona alterando as propriedades, reduzindo a viscosidade do óleo, inchando o óleo e reduzindo a tensão interfacial, no funcionamento miscível, e utilizados em processos de drenagem gravitacional na maneira imiscível. No presente trabalho foi analisado um submodelo semissintético do UNISIM, utilizando o módulo IMEX do CMG e modificando alguns parâmetros operacionais, tais como: tipo de malha (five-spot-invertida ou normal), métodos de recuperação (injeção de água e injeção de gás), e variando as vazões de injeção. O objetivo principal deste trabalho é ter uma melhor compreensão do comportamento dos reservatórios do pré-sal brasileiro comparando e avaliando as estratégias de injeção atualmente utilizadas nesses campos por meio das simulações.
1.1 Objetivos específicos Os objetivos específicos deste trabalho foram: comparar a performance dos padrões de injeção; avaliar o impacto da variação de diferentes parâmetros; realizar uma comparação entre algum dos métodos de recuperação atualmente utilizados, bem como seus desempenhos, e realizar uma avaliação da viabilidade econômica dos melhores modelos apontados pela simulação.
Figura 1 - Localização do pré-sal FONTE: Petrobras, 2018. As subdivisões de camadas indicam o período geológico em que cada deposição ocorreu: pré, entre 5 e 7 km de profundidade, representando a matéria orgânica que “preexistia” antes da deposição da camada de sal, com cerca de 2 km de extensão; e a camada pós-sal, após a deposição do sal, com aproximadamente 1 km de extensão (Figura 2 ). Em SILVEIRA, 2019 , descreveu-se o modelo de exploração e produção na margem continental leste, a partir de 2005, de duas maneiras distintas: o pós-sal, como sendo resultado das quatro primeiras décadas de produção em áreas offshore, resultado da acumulação de hidrocarbonetos classificados entre os períodos de Cretáceo Inferior ao Terciário; e o pré-sal, como resultado das duas últimas décadas, entre 2000 e 2020, com a produção dos sedimentos lacustres posicionados abaixo da seção evaporítica de idade Aptiana, cuja idade das rochas geradoras remonta à fase rifte (SILVEIRA, 2019). De acordo com FORMIGLI FILHO et al ., 2009, os principais reservatórios do pré-sal, durante a fase de rifte e história geológica, criam um ambiente de alta salinidade e baixa energia que proporcionam o crescimento de bactérias especiais que, associado à precipitação dos sais, criam núcleo para formação das rochas carbonáticas (FORMIGLI FILHO et al ., 2009). Baseando-se nos trabalhos de MELLO, 2020, e GODOI, 2021, constatou-se que os carbonatos do Campo de Búzios (formação Barra Velha), concentravam sua permeabilidade entre 10 mD
e 1000 mD e permeabilidade variando entre 10% a 30% (MELLO, 2020; GODOI; VITAL, 2021). Figura 2 - Disposição das camadas do pré-sal FONTE: Petrobras, 2018. A busca por autossuficiência energética e desenvolvimento do Estado brasileiro foi uma das motivações que aumentaram os investimentos da Petrobras nesse setor, com a busca de reservatórios contendo hidrocarbonetos desde a metade do século XX (SILVEIRA, 2019). De acordo com MORAIS, 2013, o início da produção de petróleo na camada do pré-sal se deu em 2008 a partir do Campo de Jubarte, no Parque das Baleias, localizado na Bacia de Campos, através de um teste de longa duração. Utilizou-se a plataforma FPSO ( Floating Production Storage and Offloading ) Juscelino Kubitschek (P-34), que já produzia óleo no campo acima da camada de sal, desde dezembro de 2006. Estimou-se um potencial de produção do poço em 18 mil barris por dia (MORAIS, 2013) O primeiro poço definitivo de produção teve início quatro anos depois, no campo de Baleia Franca, com o reservatório localizado a 4350 metros de profundidade, com o total de seis poços produtores, sendo dois no pré-sal de Baleia Franca e nove injetores de água. O FPSO Capixaba, já instalado, processando a produção por volta de 63 mil barris por dia dos campos do pós-sal, teve sua produção expandida para 100 mil barris por dia e 1,35 milhão de m^3 após a implementação do campo do pré-sal.
surgiam métodos e malhas de injeção que permitiriam a padronização da injeção. Sucedeu-se então a criação do modelo five-spot , na década de 19 30, naquele campo (STEPHEN et al , 1989). Figura 3 - Esquema de injeção de água FONTE: Adaptada de WILLHITE, 1986. A Figura 3 ilustra o princípio de injeção de água para recuperação de óleo. Nesse processo, a água injetada exerce pressão sobre o óleo presente nos poros da rocha, deslocando- o em direção ao poço produtor. A eficiência desse deslocamento está relacionada à mobilidade relativa da água e do óleo, bem como às propriedades da rocha e dos fluidos. Em razão disso, uma porção do óleo do reservatório é produzido e outro fluido, a água, é colocada para ocupar esse espaço. A Figura 4 apresenta um esquema do deslocamento de óleo pela água em um canal de fluxo. Figura 4 - Deslocamento natural de óleo por água em um canal de poro único FONTE: Adaptado de Clark, 1969.
2.2.2 Injeção de gás De acordo com MEGER, 2018, existem duas técnicas de recuperação utilizando a injeção de gás: de maneira miscível e de maneira imiscível. O autor cita o método de maneira miscível aplicada a pressões superiores a PMM (Pressão Mínima de Miscibilidade), que pode ser estimada por meio de correlações e testes experimentais. Nesse processo, o gás injetado (como hidrocarbonetos leves, CO₂ ou nitrogênio) se mistura ao óleo, promovendo a transferência de componentes entre o gás e o óleo até formar uma fase miscível, o que melhora a mobilidade e deslocamento do óleo. Por outro lado, ÁNGEL, 2011, destaca que a injeção de gás imiscível é geralmente utilizada em processos de drenagem gravitacional. A Figura 5 ilustra o processo de injeção. Figura 5 – Injeção miscível de CO FONTE: Adaptado de PETROKNOWLEDGE, 2017 (Apud PENNINCK 2017). Ainda se cita que a pressão de injeção do gás deve ser superior à PMM, mas inferior à pressão de fratura do reservatório, garantindo a miscibilidade sem comprometer a integridade da rocha. Dessa forma, é possível alcançar um melhor fator de recuperação. Ao se injetar CO 2 miscível como agente deslocante, a PMM tende a ser menor quando comparada com a injeção de N 2 , CH 4 ou gás natural (MEGER, 2018). O objetivo principal de deslocamento miscível entre o fluido injetado e o deslocado é a redução da saturação do óleo residual do reservatório. A determinação da PMM significa menores investimentos financeiros e uma diminuição dos custos operacionais de um projeto de recuperação. O pré-sal, conforme