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7º CONGRESSO BRASILEIRO DE PESQUISA E 
DESENVOLVIMENTO EM PETRÓLEO E GÁS 
 
 
 
TÍTULO DO TRABALHO: 
 
 APLICAÇÃO DO PROCESSO DE DRENAGEM GRAVITACIONAL ASSISTIDO COM 
VAPOR E SOLVENTE EM UM RESERVATÓRIO HETEROGÊNEO DO NORDESTE 
BRASILEIRO 
 
AUTORES: 
 
 Gilmar Alexandre Guedes Júnior1, Jennys Lourdes Meneses Barillas2, Davi Marques Nascimento1 e 
José Bruno de Moura Wanderley
1 
 
INSTITUIÇÃO: 
1
Curso de Engenharia de Petróleo, 
2
Departamento de Engenharia de Petróleo,
 1,2
Centro de Tecnologia, 
1,2
Universidade Federal do Rio Grande do Norte 
Este Trabalho foi preparado para apresentação no 7° Congresso Brasileiro de Pesquisa e Desenvolvimento em Petróleo e Gás- 7° 
PDPETRO, realizado pela a Associação Brasileira de P&D em Petróleo e Gás-ABPG, no período de 27 a 30 de outubro de 2013, em 
Aracajú-SE. Esse Trabalho foi selecionado pelo Comitê Científico do evento para apresentação, seguindo as informações contidas no 
documento submetido pelo(s) autor(es). O conteúdo do Trabalho, como apresentado, não foi revisado pela ABPG. Os organizadores 
não irão traduzir ou corrigir os textos recebidos. O material conforme, apresentado, não necessariamente reflete as opiniões da 
Associação Brasileira de P&D em Petróleo e Gás. O(s) autor(es) tem conhecimento e aprovação de que este Trabalho seja publicado 
nos Anais do 7°PDPETRO. 
7º CONGRESSO BRASILEIRO DE PESQUISA E DESENVOLVIMENTO EM PETRÓLEO E GÁS 
 
 
 
APLICAÇÃO DO PROCESSO DE DRENAGEM GRAVITACIONAL 
ASSISTIDO COM VAPOR E SOLVENTE EM UM RESERVATÓRIO 
HETEROGÊNEO DO NORDESTE BRASILEIRO 
Abstract 
Until recently, heavy oil reserves did not attract much interest. The lower profitability, the 
low price of oil in the international market, the difficulties involved in its extraction and its refining 
and the high amount of light and intermediaries oils to be explored could not justify the investment. 
With the decline of these reserves of conventional oil, the oil industry's attention turns to the enhanced 
recovery of heavy oil (API between 10 and 20), being the thermal methods the most applied. In this 
context, an alternative increasingly used is the steam injection with the addition of solvent, at low 
concentration, applied to horizontal wells (ES-SAGD - Expanding Solvent Steam Assisted Gravity 
Drainage) consisting of two horizontal wells located one above another where the producer is the 
lower. In this case it occurs a combination of a thermal method (steam injection) with a miscible 
method (solvent injection), promoting thereby the reduction of the viscosity and interfacial tensions. 
This paper refers to the application of this thermal method to verify its application in heterogeneous 
reservoirs from Brazilian Northeast. To analyze the operating parameters of the process, they were 
studied the following variables: vertical distance between producer and injector wells, injection flow 
rate and they were also made simulations with two and three pairs of wells. The results show that is 
very important to observe the vertical distance between wells, because in the case of high 
heterogeneity reservoir, regions of low permeability and porosity may influence in the distribution of 
steam and solvent injected, damaging oil production. It was observed that the oil production is 
proportional to injection flow rate, the higher the injection flow rate, will be greater the oil recovery. It 
was also realized that with the addition of one more pair of wells, the recovery factor was improved 
significantly. 
key-words: reservoir’s modeling, numerical simulation, reservoirs, ES-SAGD, steam and solvent 
injection. 
palavras-chave: modelagem de reservatórios, simulação numérica, reservatórios, ES-SAGD, injeção 
de vapor e solvente. 
Introdução 
O Rio Grande do Norte possui grandes reservas de óleo pesado. Embora uma parte 
significativa dessas reservas já tenha sido produzida (campos maduros), a busca de novas tecnologias 
e métodos de recuperação suplementar podem ser estudados, testados (simulação e pilotos de campo) 
e implantados com o intuito de maximizar a quantidade de óleo recuperado do reservatório. 
Uma alternativa cada vez mais utilizada é a injeção de vapor com a adição de solvente em 
baixa concentração aplicado a poços horizontais (ES-SAGD - Expanding Solvent Steam Assisted 
Gravity Drainage). Trata-se da combinação de um método térmico (injeção de vapor) e outro miscível 
(injeção de solvente), desenvolvido a partir de uma evolução do método de recuperação de óleo por 
drenagem gravitacional assistida por injeção de vapor (SAGD) (NASCIMENTO, 2012). 
Os métodos térmicos têm como principal objetivo a redução da viscosidade através de 
aplicação de calor. Porém, outros mecanismos como expansão térmica, destilação do vapor e gás em 
solução também devem ser considerados. Com isso, o óleo com baixa viscosidade escoa mais 
facilmente no meio poroso. Já os métodos miscíveis são aplicados a reservatórios que possuem baixas 
eficiências de deslocamento, ou seja, quando o fluido injetado não consegue retirar o óleo para fora 
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dos poros da rocha devido às forças capilares e às altas tensões interfaciais. Trata-se de processos em 
que se procura reduzir substancialmente e se possível eliminar essas tensões. 
O conceito básico do ES-SAGD é a injeção de um hidrocarboneto leve, em baixa 
concentração, como um aditivo somado ao vapor, em um processo onde a força da gravidade é 
dominante. Esse aditivo é selecionado de forma que possa evaporar e condensar nas mesmas 
condições que a água, assim, ele é injetado na forma de vapor, condensando com o vapor próximo à 
interface da câmara de vapor. Esse solvente condensado se dilui ao óleo, que também recebe calor, 
reduzindo a viscosidade do óleo no reservatório (BARILLAS et al. 2008). Os mecanismos do ES-
SAGD são ilustrados na Figura 1. 
Ao serem injetados o vapor e o solvente juntos, no poço superior, eles reduzem as tensões 
interfaciais e a viscosidade do óleo ou betume, de maneira a aumentar a mobilidade da fase óleo. O 
solvente flui por convecção a partir do poço injetor, para as bordas da câmara, onde tende a se 
acumular e condensar nas extremidades, e em seguida se dissolver no betume (NASCIMENTO, 2012). 
Em relação ao SAGD, o processo ES-SAGD apresenta uma série de avanços que o torna 
mais eficiente. Devido à concentração do solvente nas bordas da câmara de vapor, a temperatura de 
operação do ES-SAGD é menor, o que resulta em maior eficiência térmica, devido ao solvente 
compensar o impacto da redução de temperatura sobre a redução da viscosidade da fase óleo 
(NASCIMENTO, 2012). A adoção do solvente junto ao vapor pode melhorar os fatores de 
recuperação de óleo ou pelo menos manter os mesmos, mas com redução na quantidade de vapor 
injetado (GATES, 2010). 
 
Figura 1 - Conceito básico do processo ES-SAGD. (Fonte: BARILLAS et al. 2008) 
A combinação do solvente com o vapor também reduz a quantidade de vapor gerado no 
processo, que minimiza a produção de dióxido de carbono (CO2) a ser lançada na atmosfera e a 
contribuição do método para o efeito estufa; minimiza a quantidade de água tratada para a produção do 
vapor, bem como a quantidade de água resultante na produção do óleo; e também reduz a ROV (razão 
óleo/vapor) da produção. A redução da necessidade de produção de vapor implica em minimizar o 
consumo do combustível queimado para sua geração, que geralmente é o gás natural (NASCIMENTO, 
2012). Neste trabalho foi realizado um estudo da alguns parâmetros operacionais, como distância 
vertical entre poços injetores e produtores, vazão de injeção, e ainda, foram feitas simulações com dois 
e três paresde poços, para verificar a sua influência no fator de recuperação (FR). 
Metodologia 
Para a criação do modelo do reservatório, foi utilizado um modelo físico com as informações 
geológicas de um reservatório com características do nordeste brasileiro. Os estudos foram realizados 
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através de simulações feitas no módulo STARS (Steam Thermal, and Advanced Processes Reservoir 
Simulator) do programa da CMG (Computer Modelling Group), versão 2012.10. 
Foi construído um modelo base composto por dois pares de poços horizontais, constituídos 
por poços injetores (INJ01 e INJ02), na parte superior, e poços produtores (PROD01 e PROD02), na 
parte inferior (base da zona de óleo), com uma distância vertical entre injetor e produtor de, 
aproximadamente, 11 metros. Na Figura 2 podem-se observar as dimensões do reservatório e a 
localização das perfurações dos dois pares de poços. 
Na Tabela 1 são mostrados valores aproximados do comprimento dos poços e das distâncias, 
horizontal e vertical, entre injetores e produtores. 
Tabela 1 - Comprimento e distâncias horizontal e vertical dos pares de poços. 
Comprimento Distância Horizontal Distância Vertical 
903 m 140 m 11 m 
 
 
Figura 2 – Modelo do reservatório. 
Na Tabela 2 é possível visualizar as principais características do modelo do reservatório 
proposto (características de um reservatório do nordeste brasileiro). 
 
Tabela 2 – Características do Modelo de Reservatório Proposto. 
N° de Blocos em i, j e k 49, 21 e 23 Permeabilidade KH 2359 mD 
Temperatura Inicial 100,40 °F Permeabilidade KV 235 mD 
Pressão Inicial @ 
profundidade de 189 m 
287,9 psi Espessura média do reservatório 42 m 
Viscosidade do óleo @ 100 °F 778 cP Contato água-óleo 185,5 m 
°API inicial 19 
Espessura aproximada da zona 
de óleo 
20 m 
Porosidade Média Inicial 0.25 
 
Em relação ao modo de operação dos poços, as Tabela 3 e Tabela 4 contêm as informações 
de como os poços injetores e produtores operam. 
983 m 
42 m 
422 m 
 
Tabela 3 – Modo de Operação dos Poços Injetores. 
Solvente Utilizado C7 
Porcentagem do Solvente 15% 
Qualidade do Vapor 50% 
Temperatura de Injeção 450 °F (232°C) 
Vazão de Injeção por Poço 450 m³ std/dia 
 
Tabela 4 – Modo de Operação dos Poços 
Produtores. 
Pressão Mínima 30 Psi 
Produção Máxima de Líquidos 1000 m³ std/dia 
 
As frações do fluido podem ser observadas na Tabela 5. 
Tabela 5 - Pseudo-componentes utilizados no modelo de fluidos. 
Componente Fração Mássica Componente Fração Mássica 
CO2 0,0044968354 C6 até C10 0,0037973277 
N2 0,0026981013 C11 até C19 0,16648284 
CH4 até C3H 0,1035271400 C20 até C39 0,46157782 
IC4 até NC5 0,0031977497 C40+ 0,25422218 
 
Devido às heterogeneidades do sistema foi necessário analisar a distância vertical e o 
posicionamento entre os pares de poços para verificar o ponto ótimo de injeção e produção. As 
variáveis analisadas são mostradas na Tabela 6. Os poços injetores foram perfurados em uma 
profundidade, aproximada, de 168 metros, os produtores em profundidades de, aproximadamente, 176, 
179, e 183 metros, para distância vertical de 5, 11 e 15 metros, respectivamente. 
Tabela 6 – Simulações realizadas. 
 
 
Vazão de Injeção 
(m³ std/d) 
Distância Vertical (metros) 
Distância Vertical entre 
Injetores e Produtores 
450 5 11 15 
 
Distância Vertical de 11 metros 
 
Vazão de Injeção por Poço m³ std/d 
Dois Pares de Poços 300 450 500 550 600 
Três Pares de Poços 300 450 500 550 600 
 
Com base nos resultados e nas observações feitas através dessas mudanças, foi analisado, 
através do fator de recuperação (com o desconto do C7 injetado), qual o modelo mais adequado para 
produção no reservatório. O modelo com dois pares de poços, distância vertical entre poços injetores e 
produtores de 11 metros, vazão de injeção de 450 m³ std/d, porcentagem de solvente injetado de 15% e 
temperatura de injeção de 450°F foi utilizado como modelo base. 
Resultados e Discussão 
Depois de realizadas as simulações, os modelos foram analisados através da distância 
vertical entre poços (injetores e produtores), vazão de injeção e ainda foi realizada a adição mais um 
par de poços. Para isso, foi avaliado o fator de recuperação. 
Foi necessário analisar a localização dos poços injetores e produtores devido às 
heterogeneidades do sistema, foram utilizados 3 (três) modelos com a mesma porcentagem de solvente 
(15%), temperatura de injeção (450°F) e vazão de injeção (450 m³ std/d). As distâncias verticais 
utilizadas foram de, aproximadamente, 5, 11 e 15 metros. Os poços injetores ficaram fixos em uma 
profundidade, aproximada, de 168 metros, variando apenas a posição dos produtores. Na Figura 3 foi 
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realizada a análise do fator de recuperação de óleo (%) em função do tempo (anos), com a variação da 
distância vertical. 
 
Figura 3 – Fator de recuperação para a variação da distância vertical. 
Pode-se perceber que o modelo em que foi obtido o maior fator de recuperação de óleo foi o 
modelo com distância vertical de 11 metros. Em alguns trabalhos anteriores, a distância recomendada 
era de 5 metros (BARILLAS et al. 2008). Deste modo, com essa distância, teoricamente, o resultado 
deveria ser melhor. No entanto, nesse trabalho, por volta de 2003 até 2016, o menor FR de óleo 
ocorreu exatamente para essa distância. Na Figura 4 observa-se a distribuição da permeabilidade no 
reservatório e na Figura 5 pode-se perceber a região em que os poços INJ01 e PROD01 (injetor e 
produtor 01) foram perfurados e como se comportou a distribuição da injeção através da evolução da 
viscosidade, para a distância vertical entre poços de 5 metros. 
 
Figura 4 - Distribuição da permeabilidade no reservatório. 
 
Figura 5 – Região da perfuração dos poços injetor e produtor, Viscosidade do óleo. 
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Em relação à distância vertical de 15 metros, o FR obtido foi menor do que o com distância 
de 11 metros (Figura 3). Isso pode ter ocorrido devido à proximidade dos poços produtores com a zona 
de água, aproximadamente, 2 metros de distância, possibilitando a ocorrência antecipada de produção 
de água. 
A vazão de injeção foi analisada usando cinco valores, para especificar o comportamento do 
reservatório na produção de óleo: 300, 450, 500, 550 e 600 m³ std/d, a distância vertical mantida em 
11 metros, a porcentagem de C7 injetado em 15% e com dois pares de poços. A Figura 6 mostra o fator 
de recuperação (%) em função do tempo (anos), com variação da vazão de injeção. 
 
Figura 6 – Fator de recuperação para a variação da vazão de injeção. 
Pode-se perceber, na Figura 6, que o maior fator de recuperação foi encontrado com a vazão 
de injeção de 600 m³ std/d, com valor de, aproximadamente, 33%. A porcentagem de óleo recuperada 
com a vazão de injeção de 300 m³ std/d mostrou o menor fator de recuperação (em torno de 29%). Os 
fatores de recuperação encontrados com as vazões de injeção de 450 (modelo base), 500 e 550 m³ 
std/d obtiveram valores bem próximos ao modelo de 600 m³/d, com valores entre 31 e 32,5%. Isto 
mostra que um aumento da vazão de injeção incrementa o fator de recuperação, porém o incremento 
foi muito pouco, mostrando a necessidade de outras análises que permitam otimizar o processo. 
Como parte da análise também foi verificado a diminuição da distância horizontal entre os 
pares de poços, isto adicionando um terceiro par de poços no sistema. As vazões de injeção utilizadas 
foram de 300, 450, 500, 550e 600 m³ std/d, porcentagem de solvente de 15%, temperatura de injeção 
de 232°C e distância vertical entre poços injetores e produtores de 11 metros. Como o modelo com 
maior vazão apresentou o maior FR, para essa análise, foi realizado um comparativo entre os modelos 
com vazão de injeção de 600 m³ std/d, para dois e três pares de poços. Na Figura 7 foi feita a análise 
do fator de recuperação (%) em função do tempo (anos). 
 
Figura 7 – Fator de recuperação com aplicação de dois e três pares de poços. 
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De acordo com a Figura 7, pode-se perceber um aumento significativo no fator de 
recuperação de óleo, por volta de 10 %. Uma vez que se obteve um incremento de 33% para, 
aproximadamente, 43%, com a adição de mais um par de poços. Isto demostra a importância de se 
verificar a expansão da câmara de vapor no reservatório para verificar se a distância entre os pares de 
poços é a mais apropriada, contudo, o estudo mostra que é necessário realizar um estudo econômico 
para uma otimização dos parâmetros envolvidos. 
Conclusões 
 Em relação à distância vertical entre injetor e produtor, os poços com distância de 11 metros 
apresentaram as maiores recuperações de óleo. Vale destacar a importância, antes de fazer 
uma perfuração, de analisar a heterogeneidade do reservatório, pois pode haver zonas de baixa 
permeabilidade, o que dificulta na recuperação do óleo; 
 
 Vazões de injeção mais altas geraram uma produção mais elevada. Os fatores de recuperação 
de óleo, ao final dos 20 anos de projeto, chegaram a 29 % para a vazão de 300 m³ std/dia e 
ultrapassou os 33% para a vazão de 600 m³ std/dia. 
 
 A adição de mais um par de poços gerou um aumento significativo no fator de recuperação, 
com um incremento de, aproximadamente, 10%. Sendo necessário estudos complementares. 
 
 Outro fator importante a ser analisado é que para certificar-se de qual seria o melhor modelo a 
se utilizar, é necessário fazer uma análise técnico/econômica, pois o fato de um modelo 
possuir um fator de recuperação maior, não, necessariamente, quer dizer que ele seja o mais 
rentável. 
Agradecimentos 
Gostaria de agradecer ao PRH-ANP 43 pelo suporte financeiro, ao Departamento De 
Engenharia de Petróleo pelo espaço concedido e à CMG (Computer Modelling Group) pelo 
fornecimento dos programas usados. 
Referências Bibliográficas 
BARILLAS, J. L. M. Estudo da recuperação de óleo por drenagem gravitacional assistida por injeção 
de vapor. 2008. 165f. Tese (Doutorado em Ciência e Engenharia de Petróleo) – Centro de Ciências 
Exatas e da Terra, Programa de Pós-Graduação em Ciência e Engenharia de Petróleo, Universidade 
Federal do Rio Grande do Norte. Natal. 
 
GATES, I. D. Solvent-aided steam-assisted gravity drainage in thin oil sand reservoirs. Journal of 
Petroleum Science and Engineering, v.74, n.3-4, p.138-146, 2010. 
 
NASCIMENTO, R. A. Estudo do processo de drenagem gravitacional do óleo assistido com injeção 
de vapor e solvente. 2012. 117f. Dissertação (Mestrado em Ciência e Engenharia de Petróleo) – Centro 
de Ciências Exatas e da Terra, Programa de Pós-Graduação em Ciência e Engenharia de Petróleo, 
Universidade Federal do Rio Grande do Norte. Natal.