Artigo Simpósio PPGCEP

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ANAIS 1O SIMPÓSIO DO PPCEP – UFRN 
Programa de Pós-Graduação em Ciência e 
Engenharia de Petróleo 
 
 
 
Análise do Potencial da Recuperação Primária em um Reservatório com 
Características do Campo de Libra, do Pré-sal Brasileiro. 
 
Gilmar Alexandre Guedes Júnior1, Jennys Lourdes Meneses Barillas2. 
 
12Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 12Laboratório de Estudos Avançados em 
Petróleo, 2Departamento de Engenharia de Petróleo, 59078-970, Natal RN, 
gilmar.guedesjr@gmail.com. 
Resumo 
O Campo de Libra, da província do Pré-sal, é uma das maiores descobertas do mundo e a 
mais importante do Brasil na última década, com estimativas de possuir mais de 8 bilhões de 
barris de óleo recuperáveis. Em virtude de se tratar de uma descoberta recente, ainda não se 
tem uma quantidade significativa de estudos acadêmicos a seu respeito. Com isso, foi 
desenvolvido um modelo de reservatório, com características desse campo, utilizando a 
energia natural (recuperação primária) para verificar seu potencial de produção. Para isso, 
foram realizadas três análises: de configurações de malha, de diferentes BHPs e de ampliação 
da produção. Os resultados foram analisados através de gráficos de fator de recuperação de 
óleo, produção acumulada de óleo e vazões de produção de óleo e de gás. Esses gráficos 
foram feitos utilizando datas fictícias e foi adotado um projeto com duração de 35 anos. 
Abstract 
Libra field, from Pre-salt province, is one of the biggest discoveries in the world and the most 
important in Brazil in the last decade, with estimative of owning more than 8 billion of 
recoverable oil barrels. Due to dealing with of a recent discovery, there is not yet a significant 
amount of academic studies about it. Thus, it was developed a reservoir model, with 
characteristics of this field, using the natural energy (primary recovery) for checking its 
production’s potential. To do this, they were realized three distinct analyses: mesh 
configurations, different BHPs and production expansion. Results were analyzed through 
graphics of oil recovery factor, cumulative oil production, oil and gas production rates. These 
graphics were made by using fictitious dates and it was adopted a project during 35 years. 
 
Palavras-Chave: Pré-sal; Campo de Libra; recuperação primária; potencial de produção. 
Introdução 
Na província do Pré-sal encontram-se as maiores descobertas realizadas no mundo nos 
últimos dez anos; as áreas de Libra, de Franco e o Campo de Lula, todas com volumes 
superiores a 8 bilhões de barris de óleo recuperáveis. Somente no Campo de Libra, devem ser 
produzidos entre 8 e 12 bilhões de barris de petróleo nos próximos 35 anos. Trata-se de óleo 
de excelente qualidade, com 27 graus API e baixo teor de enxofre. Além do óleo, um volume 
estimado em 120 bilhões de metros cúbicos de gás natural deverá ser produzido na vigência 
do contrato, com parte desse volume sendo reinjetado, parte sendo consumido na geração de 
energia da plataforma e o restante sendo ofertado ao mercado (PORTAL BRASIL, 2013). 
A produção de Libra, ao atingir seu pico, alcançará 1,4 milhão de barris por dia e 40 
milhões de metros cúbicos de gás natural, com 25 milhões de metros cúbicos diários sendo 
ofertados ao mercado (PORTAL BRASIL, 2013). Apenas como referência, a produção total 
de petróleo do País até setembro de 2015 atingiu uma média de 2,132 milhões de barris por 
dia, de maneira que Libra representará, no seu pico, cerca de 66% da produção atual do Brasil. 
Com base na importância desse campo para o futuro energético/econômico do nosso 
país e em virtude de se tratar de um campo descoberto recentemente, não existindo ainda uma 
quantidade significativa de estudos acadêmicos a seu respeito, tornam-se necessários estudos 
direcionados para as melhores formas de depleção que sejam coerentes com as capacidades de 
produção atuais de nossas plataformas e que conduzam a uma lucratividade máxima. 
Nesse contexto, o objetivo geral desse artigo é desenvolver um modelo otimizado de 
um reservatório com características do Pré-sal brasileiro, mais especificamente, do Campo de 
Libra, utilizando apenas sua energia natural para verificar seu potencial de produção somente 
através da recuperação primária. 
Metodologia 
Para a obtenção de um modelo de reservatório representativo das características dos 
campos do Pré-sal, foi necessária a criação de um modelo de fluido e de um modelo físico de 
reservatório. Para isso, foi utilizado o simulador computacional da Computer Modelling 
Group LTDA – CMG. Utilizaram-se basicamente quatro ferramentas, todas na versão 2015: o 
WinProp, para criação do modelo de fluido; o Builder, para construção do modelo físico, o 
GEM, para simulação, propriamente dita, dos modelos criados e o Results Graph em conjunto 
com o Results 3D, para a análise dos resultados por meio de gráficos e vistas em 2D e 3D. 
Em virtude da não disponibilidade, na literatura, de um modelo de fluido contendo 
características precisas do Campo de Libra, utilizou-se um modelo de fluido retirado do livro 
PVT and Phase Behaviour of Petroleum Reservoir Fluids, de Ali Danesh, 1998. Trata-se de 
um óleo leve de 36°API, dentro da faixa de valores de densidade encontrados no ambiente do 
pré-sal. A Tabela 1 mostra a composição do modelo de fluido utilizado. 
Tabela 1. Composição do modelo de fluido. 
Componente Fração Molar % Componente Fração Molar % 
N2 0,90 n-C5 1,47 
CO2 1,49 C6 2,17 
C1 51,54 C7 4,30 
C2 6,57 C8 3,96 
C3 4,83 C9 1,93 
i-C4 0,68 C10 1,66 
n-C4 2,39 C11 1,38 
i-C5 0,91 C12+ 13,82 
Com relação ao modelo físico do reservatório, Na Tabela 2 encontra-se um quadro 
resumo das principais características físicas do modelo, bem como das características do óleo 
contido em seu interior. 
Tabela 2. Principais características do modelo de reservatório. 
Características Valores 
Número total de blocos 36100 
Número de blocos em i, j e k 19; 19; 100 
Dimensões (m x m) 1000 x 1000 
Espessura (m) 300 
Profundidade de referência – Topo do reservatório (m) 5430 
Pressão na profundidade de referência (kPa) | (psi) 56878,574 | 8249,540 
Profundidade do contato água-óleo (m) 5720 
Net-pay (m) 290 
Porosidade média (%) 11 
Permeabilidade vertical média (mD) 10 
Permeabilidade horizontal média (mD) 100 
Volume de óleo in place (Bilhão de m³ std) | (Bilhão de bbl std) 1,560 | 9,812 
Pressão de saturação inicial do óleo (kPa) | (psia) 31577,987 | 4580 
Viscosidade média do óleo (cP) @ 95,5°C 1,3 
°API 36 
Tempo de Projeto (Anos) 35 
 
Na Tabela 2, dados como: profundidade da lâmina d’água, do topo do reservatório, do 
contato água-óleo e do net-pay (zona de óleo) foram baseados em uma apresentação da ANP 
(Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis) que tratava da Avaliação 
Geológica de Libra, tomando como referência o poço descobridor de Libra, o 2-ANP-2A-RJS. 
Em relação à profundidade final utilizada nesse modelo de reservatório, foi fixada em 10 
metros abaixo do contato água-óleo, finalizando na profundidade de 5730 m. 
 
Na Figura 1 tem-se uma vista em 3D do modelo físico do reservatório. 
 
Figura 1. Modelo físico do reservatório, (grid top (m)). 
Na Figura 2, são mostradas, por meio da saturação de água, as profundidades do topo e 
do contato água-óleo, bem como a localização das perfurações e o intervalo canhoneado. Esse 
intervalo foi escolhido, visando facilitar a produção, fazendo com que os fluidos que estão em 
zonas de maior pressão tendam a escoar para as de menor pressão (topo do reservatório). 
 
Figura 2. Localização das perfurações e intervalo canhoneado (saturação de água (%)). 
Como o desenvolvimento desse reservatóriofoi feito com base na recuperação 
primária dos fluidos, os poços produtores foram distribuídos em três configurações de malha 
distintas. Foram utilizadas diferentes quantidades de poços e vazões de produção, limitando-
se à capacidade de produção de um FPSO (do inglês Floating Production, Storage and 
Offloading), nesse caso, o FPSO Piloto de Libra. De acordo com a SINAVAL, esse FPSO terá 
capacidade para produzir até 150 mil barris/dia de óleo e processar até 12 milhões de m³/dia 
de gás natural. Com base nisso, na Figura 3 é mostrada a distribuição dos poços para cada 
configuração e na Tabela 3 se encontra o número de poços e modo de operação. 
 
Figura 3. Distribuição dos poços para cada configuração, saturação de óleo (%). 
Tabela 3. Número de poços e modos de operação, para cada configuração. 
 Config. 1 Config. 2 Config. 3 
Número de poços produtores 9 6 4 
Produção máxima de líquidos (bbl std/dia/poço) 16666 25000 37500 
Produção máxima de líquidos (bbl std/dia/malha) 150000 150000 150000 
BHP mínimo dos produtores (psia) 4580 4580 4580 
Posteriormente, foi feito um estudo da produção do reservatório com base em 
diferentes pressões de fundo de poço (Button Hole Pressure - BHP). Foi utilizado 
inicialmente o BHP de 4580 psia (Pressão de Saturação), variando-o em intervalos de 500 
psia, até atingir a pressão de 580 psia. 
Por fim, foi estudada a ampliação da produção, de modo a atender, além de um FPSO, 
a capacidade máxima de produção de duas e de três FPSOs, ou seja, com produções máximas 
de 300 e 450 mil barris/dia de óleo e ainda de 24 e 36 milhões de m³/dia de gás natural, 
respectivamente. 
Resultados e Discussão 
Os resultados foram analisados através de gráficos de fator de recuperação de óleo 
(FR), produção acumulada de óleo (Np) e vazões de produção de óleo (Qo) e de gás (Qg). 
Esses gráficos foram feitos utilizando datas fictícias e foi adotado um projeto com duração de 
35 anos. 
Com relação às configurações de malha, a vazão de produção das três malhas 
utilizadas foi limitada à capacidade de produção da FPSO Piloto de Libra. Na Figura 4, é 
possível observar um comparativo da produção acumulada de óleo para as três configurações 
de malha. 
 
Figura 4. Produção acumulada de óleo, para diferentes configurações de malha. 
Como o comportamento da produção foi idêntico para as três configurações (Figura 4), 
a escolha da configuração ideal, para esse reservatório, foi feita com base na possibilidade de 
ampliação da produção. Considerando que alguns poços do Campo de Libra poderão produzir 
até 50 mil barris/dia de óleo, caso fosse escolhida a configuração 3, por exemplo, seus quatro 
poços limitariam a produção em um máximo de 200 mil barris/dia, por outro lado, com a 
utilização da configuração 1, a produção diária poderia alcançar um patamar de 450 mil 
barris. 
A respeito da análise do BHP ideal para esse sistema, foi utilizada a configuração 1, 
com a produção limitada em 150 mil barris/dia de óleo, a fim de verificar qual o BHP mínimo 
que obteria o maior FR e que atenderia à capacidade máxima de processamento de gás. Na 
Figura 5, tem-se um gráfico do FR contendo os BHPs testados. 
 
Figura 5. Fator de recuperação, para diferentes BHPs. 
Na Figura 5, pode-se verificar que a utilização de valores mais baixos de BHP gerou 
maiores valores de FR. O valor máximo encontrado foi cerca de 19,5% para os BHPs de 
1580, 1080 e 580 psia. Mesmo com esses resultados, a escolha do BHP ideal para esse 
sistema também levou em consideração a capacidade máxima de processamento do gás 
produzido, limitada em 12 milhões de m³/dia. Na Figura 6, pode-se verificar o comportamento 
da vazão de produção de gás para os nove BHPs testados. 
 
Figura 6. Vazão de produção de gás, para diferentes BHPs. 
Na Figura 6, a vazão de produção máxima admitida de gás, respeitando a limitação do 
sistema, foi obtida quando se utilizou o BHP de 3080 psia, com um pico de produção de, 
aproximadamente, 8 milhões de m³/dia, que ocorreu por volta do ano de 2025. Por outro lado, 
com a redução de 500 psia (BHP de 2580 psia), o pico de produção de gás excedeu a 
capacidade de processamento do sistema, produzindo cerca de 14 milhões de m³/dia, 
inviabilizando, dessa forma, a produção de gás. 
 Por fim, com relação à análise da ampliação da produção, os modelos de reservatório 
utilizaram, como padrão, a configuração 1 e o BHP de 3080 psia. Esse estudo foi realizado 
usando três valores distintos de vazão de produção por malha; 150, 300 e 450 mil barris/dia de 
óleo, que é equivalente a utilização de um, dois e três FPSOs do tipo Piloto de Libra, 
respectivamente. Na Figura 7, pode-se observar o FR para as diferentes vazões de produção 
de óleo por malha. 
 
Figura 7. Fator de recuperação para diferentes vazões de produção por malha. 
Na Figura 7, é possível notar que, ao final dos 35 anos, as curvas de 300 e 450 mil 
barris/dia obtiveram o mesmo valor de FR (cerca de 16,5%), já a curva de 150 mil barris/dia 
obteve um valor, aproximadamente, 1% inferior. É importante notar, ainda, que houve uma 
tendência de estabilização na curva de FR, mostrando a capacidade de produção máxima com 
a recuperação primária, para os três sistemas adotados. Ainda na Figura 7, torna-se evidente 
uma antecipação da produção de óleo para as vazões de produção superiores. Para confirmar 
essa antecipação, na Figura 8, observa-se o comportamento da vazão de produção de óleo por 
malha. 
 
Figura 8. Vazão de produção de óleo por malha. 
Com base na Figura 8, produzindo-se com a vazão de 450 mil barris/dia, uma grande 
quantidade de massa foi retirada do reservatório em um curto período de tempo, fazendo com 
que a pressão média do reservatório caísse de forma mais acentuada, quando comparada com 
as quedas de pressão utilizando as vazões inferiores. Isso fez com que, por volta de 2007, a 
pressão média do reservatório atingisse o BHP utilizado (3080 psia), causando uma queda na 
produção de óleo, a fim de manter a pressão no mesmo patamar. 
Esse mesmo comportamento também pode ser notado nas curvas de 300 e 150 mil 
barris/dia, porém, nesses outros casos, o tempo para a pressão média do reservatório atingir o 
BHP foi maior. Em virtude da utilização de menores vazões de produção por malha, uma 
quantidade inferior de massa foi retirada do reservatório em um período de tempo maior, 
contribuindo para que a pressão caísse de maneira menos acentuada. 
Conclusões 
Com relação à análise das configurações, a utilização das três malhas distintas não 
promoveu nenhuma influência nos resultados (considerando a produção máxima de apenas 
um FPSO Piloto de Libra), pois todas apresentaram os mesmos comportamentos e valores de 
produção acumulada de óleo. Com isso, escolheu-se a configuração 1 em virtude de oferecer 
uma maior capacidade de ampliação da produção, tendo condições de aumentar a produção 
em 300 mil barris/dia, produzindo até 450 mil barris/dia. 
A respeito da análise dos BHPs, a vazão máxima de produção de óleo e a capacidade 
de processamento de gás da FPSO Piloto de Libra foi atendida quando se utilizou a faixa de 
BHPs entre 4580 e 3080 psia, porém, para essa faixa, o BHP que originou o maior fator de 
recuperação de óleo foi o de 3080 psia, com um valor de 15,5%, ao final dos 35 anos de 
projeto. 
Sobre a análise da ampliação da produção, a produção equivalente a três FPSOs Piloto 
de Libra gerou a antecipação da produção de óleo mais acentuada, possibilitando um retorno 
mais rápido do investimento. Além disso, promoveu um leve aumento no fator de recuperação 
de óleo, ao final dos 35 anos, quando comparado com a produção de 150 mil barris/dia, de 
15,5% passou para 16,5%. 
Com isso, o modelode reservatório ideal, para esse estudo, foi com a utilização da 
configuração 1, com o BHP de 3080 psia e com a produção equivalente a três FPSOs Piloto 
de Libra, atingindo um fator de recuperação de óleo de 16,5%. 
Agradecimentos 
Gostaria de parabenizar o Programa de Pós-graduação pela realização do I Simpósio, 
bem como, agradecer à minha orientadora, pelos ensinamentos, e à PETROBRAS pelo apoio 
financeiro. 
Referências 
ANP. 2013: Brasil PRÉ-SAL, Libra, Avaliação Geológica. Disponível em: http://www.brasil-
rounds.gov.br/arquivos/Seminarios_P1/Apresentacoes/partilha1_tecnico_ambiental.pdf. 
Acesso em: 12 Nov. 2015. 
DANESH, A. PVT and phase behaviour of petroleum reservoir fluids. 1.ed. London: Elsevier, 
1998. 
PETROBRAS. 2015: Pré-sal. Disponível em: http://www.petrobras.com.br/pt/nossas-
atividades/areas-de-atuacao/exploracao-e-producao-de-petroleo-e-gas/pre-sal/. 
Acesso em: 12 Nov. 2015. 
PORTAL BRASIL. 2013: Nota sobre o Pré-sal e o Campo de Libra. Disponível em: 
http://www.brasil.gov.br/governo/2013/10/nota-sobre-o-pre-sal-e-o-campo-de-libra. 
Acesso em: 12 Nov. 2015. 
SINAVAL. 2015: Mercado se movimenta para licitação do FPSO definitivo de Libra. 
Disponível em: http://sinaval.org.br/2015/03/mercado-se-movimenta-para-licitacao-do-fpso-
definitivo-de-libra/. 
Acesso em: 12 Nov. 2015.