conteúdo para estudar sobre o método WAG

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Injeção de água
É o principal método de recuperação secundária por possuir diversas vantagens. Os custos são baixos para se obter e injetar água, e funciona bem no deslocamento do óleo de um reservatório (MONTALVO, 2008).
Esse método foi utilizado pela primeira vez há mais de 100 anos no Campo de Bradford, Estados Unidos, mas somente a partir da década de 50 ganhou destaque quando as aplicações no campo aumentaram rapidamente. No Brasil, o primeiro campo a utilizar essa técnica foi o de Dom João, na Bahia em 1953, de acordo com Santos et al. (2010).
A água de injeção pode ter quatro origens diferentes, água subterrânea coletada em subsuperfície através de poços, água de superfície coletada em rios e lagos, água do mar e água produzida (associada à produção de petróleo). A mais utilizada é a água subterrânea, proveniente de aquíferos, por possuir similaridade com a água da formação, bastante salina.
Segundo Montalvo (2008), a utilização do mecanismo de injeção de água é responsável por mais da metade da produção mundial de óleo, porém este processo possui uma eficiência de varredura do reservatório limitada, deixando normalmente uma considerável quantidade de óleo no reservatório. Isso ocorre devido à razão desfavorável de mobilidade entre o óleo e a água, causada pela menor viscosidade da água em comparação com o óleo na maioria dos reservatórios.
O método descrito não é indicado, por exemplo, para reservatórios heterogêneos e que apresentam pouca continuidade, pois o efeito da injeção pode não chegar ao poço produtor. O mesmo ocorre em reservatórios fraturados, onde a água encontra caminhos preferenciais, e a produção de água é alta mesmo no início da injeção (CURBELO, 2006).
A água injetada no reservatório se comporta idealmente como um pistão vazado, deslocando e expulsando o óleo, como pode ser visto na Figura 5. Porém, devido a fatores relacionados à formação e à interação entre os fluidos, tal comportamento, pode não ser ideal.
Figura 5: Injeção de água Fonte: Santos et al. (2010)
A água pode também ser injetada diretamente no aquífero, com o objetivo de manter a pressão, caso esse aquífero não seja atuante. A imagem a seguir (Figura 6) mostra o esquema em que os poços produtores são canhoneados no intervalo em que o reservatório contém óleo e os poços injetores são canhoneados na região do aquífero.
Figura 6: Injeção de água no aquífero Fonte: Santos et al. (2010)
No que diz respeito ao fator ligado à eficiência de varrido vertical, tem-se o aparecimento do fenômeno da digitação viscosa ou fingers, que ocorre pelo fato de o petróleo ser mais viscoso e menos denso que a água. Por este motivo, a água se desloca mais rapidamente, como observado na Figura 7. Tal fenômeno também ocorre na injeção de gás.
Figura 7: Digitação viscosa Fonte: Santos et al. (2010)
A presença da digitação viscosa em sistemas de produção de óleo com recuperação secundária implantada deve salientar a importância de se conhecer as propriedades físicoquímicas que interferem no sistema. Dentre elas, a densidade, a viscosidade e a tensão superficial, principalmente na região de contato entre o óleo e a água, assim como a influência da temperatura, capilaridade, molhabilidade, força gravitacional e a velocidade de injeção do fluido.
O fenômeno da canalização indica o comportamento do fluido no campo dimensional vertical, diferente em cada camada do reservatório, graças à variação de permeabilidade. Ele pode retardar ou adiantar a produção de água, como pode ser observado na Figura 8.
Figura 8: Fenômeno da canalização Fonte: Santos et al. (2010)
Entre as desvantagens de tal mecanismo pode-se citar a reação da água injetada com a rocha, que pode causar danos na formação e a corrosão de equipamentos de superfície e subsuperfície (JELMERT et al., 2010).
Injeção imiscível de gás
A injeção de gás, que não se mistura com o óleo, é um método secundário de recuperação utilizado em casos restritos. Sua estrutura é semelhante à operação de injeção de água, com a adição de alguns equipamentos específicos, que aumentam os custos do projeto.
De acordo com Santos et al. (2010) o gás a ser injetado provém de fontes próximas, como mostrado na Figura 9 . No entanto, o método possui algumas peculiaridades que não o torna tão atrativo a princípio. O gás a ser injetado deve estar isento de umidade, e para que isso seja garantido é necessária uma planta de tratamento de gás e uma rede de dutos ligando a planta ao poço injetor para transportar o mesmo. O tratamento citado é importante para impedir o entupimento dos dutos durante o transporte e a cristalização da água que contém o gás não tratado durante a injeção. Além disso, caso haja uma distância considerável, também se fazem necessários compressores, de modo que a pressão seja suficiente para transportar o gás através dos dutos.
Figura 9: Injeção imiscível de gás Fonte: Santos et al. (2010)
Se houver presença de capa de gás, a injeção pode também ser feita na parte mais alta da estrutura, com o objetivo de aumentar a pressão e consequentemente a produção. Nesse caso, os poços injetores são canhoneados no topo e os poços produtores são canhoneados na base, como mostra a Figura 10.
Figura 10: Injeção na capa de gás Fonte: Santos et al. (2010)
Já o método conhecido como WAG (Water Alternating Gas) é a combinação de duas técnicas tradicionais de recuperação, a injeção de água e a de gás, combinando os benefícios da eficiência para varredura microscópica do gás com a estabilidade e economia obtidas pela injeção de água.
Segundo Rogers & Grigg (2001), a primeira aplicação do método em campo foi realizada em 1957 no campo North Pembina, em Alberta no Canadá pela Mobil e nenhuma anormalidade foi observada.
A injeção convencional de gás e injeção de água separadamente costumam deixar ao menos 50% de óleo residual, enquanto o processo de WAG pode alcançar uma eficiência de 90%, utilizando a técnica de five-spot.
A água e o gás podem ser injetados alternadamente, processo chamado de injeção intermitente, mais usual, embora também sejam injetados simultaneamente (ROGERS & GRIGG, 2001).
Tal técnica é normalmente utilizada para controle de mobilidade tanto em processos de injeção de CO2 miscível como imiscível, o segundo, porém, em menor escala. O controle de mobilidade é possível através da escolha da razão de injeção de água/gás que reduza a tendência que o gás tem de se deslocar à frente do óleo, aumentando a eficiência de varrido.
As razões podem ser estimadas através de dados de permeabilidade relativa ou empiricamente com dados de campo ou simulações.
Nos últimos anos, a injeção de CO2 tem sido vista como uma técnica promissora para controle das emissões de dióxido de carbono. O CO2 ao invés de ser ventilado para a atmosfera é armazenado no subsolo através do método WAG, diminuindo sua concentração no meio ambiente, reduzindo assim o impacto ambiental da emissão de CO2 no efeito estufa.
Entre os problemas relacionados à utilização de tal processo estão a corrosão e o aparecimento de anormalidades de injetividade durante os ciclos de WAG. Além dos altos custos de completação e da complexidade das operações, que podem se tornar fatores limitantes em muitos projetos.