TCC II - Ericson e Iago Final 32

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UVV – UNIVERSIDADE VILA VELHA 
ENGENHARIA DE PETRÓLEO 
 
 
 
 
 
ERICSON BRANDT GRAUNKE 
IAGO SAIBEL BINOW 
 
 
 
 
 
 
PROCESSO DE COMBUSTÃO IN-SITU APLICADO A UM RESERVATÓRIO DE 
ÓLEO PESADO 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
VILA VELHA 
2019 
ERICSON BRANDT GRAUNKE 
IAGO SAIBEL BINOW 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
PROCESSO DE COMBUSTÃO IN-SITU APLICADO A UM RESERVATÓRIO DE 
ÓLEO PESADO 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
VILA VELHA 
2019 
Trabalho de conclusão de curso apresentado à 
Universidade Vila Velha/ES, como parte dos 
requisitos para obtenção de título de Engenheiro 
de Petróleo. 
Orientador: Dra. Maria Araguacy Rodrigues 
Simplicio 
 
 
AGRADECIMENTOS 
 
Primeiramente gostaríamos de agradecer a Deus por ter nos dado saúde, força e 
sabedoria para que pudéssemos chegar até aqui. 
Agradecemos também aos nossos pais que nos deram a vida e através de seus 
trabalhos nos deram condições de estarmos aqui para que pudéssemos elevar os 
nossos níveis de conhecimento, também nos dando apoio nos momentos difíceis e 
compreensão nos momentos distantes devido aos estudos. 
Aos nossos professores que se dedicaram para nos transmitir um ensino de qualidade 
e tiveram paciência para esclarecerem nossas duvidas desde as mais simples até as 
mais complexas, em especial aos nossos orientadores João Carlos Loss que, mesmo 
não podendo estar presente em nosso trabalho até o final, nos auxiliou para que 
pudéssemos ter um ótimo início, e a Maria Araguacy Rodrigues Simplicio que esteve 
presente até o final nos dando às direções corretas para que nós pudéssemos concluir 
esse trabalho com sucesso. 
Também não podemos esquecer dos nossos colegas universitários que estiveram nas 
mesmas dificuldades que nós e ainda assim pudemos dar risadas juntos nos 
momentos de distrações dentro e fora da instituição. 
Por fim, a todos que estiveram presentes, diretamente ou indiretamente, nessa nossa 
nova conquista. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
“Você nunca sabe a força que tem. Até que sua única alternativa é ser forte”. 
Johnny Depp 
 
 
 
 
RESUMO 
 
A produção de reservatórios de petróleo possui uma energia natural chamada de 
energia primaria. Quando essa energia não é suficiente para que se possa produzir a 
maior parte do óleo, muitas vezes por conta da alta viscosidade do mesmo, são 
utilizados outros métodos para aumentar o fator de recuperação, tais como os 
métodos térmicos. Um desses métodos, chamado de combustão in-situ, consiste na 
injeção de ar comprimido no reservatório através de um poço injetor para que ocorra 
um processo de combustão no interior do reservatório a fim de aumentar a 
temperatura do óleo e diminuir sua viscosidade. Serão apresentados e conceituados 
os principais métodos de combustão in-situ, criado um esquema de produção em 
malhas e desenvolvido um modelo de fluidos de óleo pesado com poços verticais. 
Logo após, serão realizadas simulações feitas por computadores, variando o volume 
de ar injetado e a concentração de oxigênio. Ao final pode-se afirmar que com a 
utilização deste método, nas condições de reservatório estabelecidas, gerou em 
aumentos significativos no fator de recuperação chegando a até 59% com injeção de 
15.000 m³std/dia e concentração de 50% de oxigênio e com o aumento de injeção de 
ar faz com que o banco de óleo antecipe a sua chegada. Assim o método de 
combustão in-situ mostra-se eficaz atendendo o seu objetivo. 
 
Palavras-chave: Combustão in-situ, óleo pesado, injeção de ar. 
 
 
 
 
 
 
 
 
ABSTRACT 
 
The production of oil reservoirs has a natural energy called primary energy. When such 
energy is not sufficient to produce most of the oil, often due to the high viscosity of the 
oil, other methods are used to increase the recovery factor, such as thermal methods. 
One of these methods, called in-situ combustion, consists of injecting compressed air 
into the reservoir through an injector well so that a combustion process takes place 
inside the reservoir in order to increase the temperature of the oil and decrease its 
viscosity. The main methods of in-situ combustion will be presented and 
conceptualized, a mesh production scheme will be created and a model of heavy oil 
fluids with vertical wells developed. Afterwards, simulations will be performed by 
computers, varying the volume of air injected and the concentration of oxygen. At the 
end it can be stated that with the use of this method, in the established reservoir 
conditions, it generated in significant increases in the recovery factor reaching up to 
59% with an injection of 15,000 m³std/day and a concentration of 50% of oxygen and 
with the increase of air injection causes the oil bank to anticipate its arrival. Thus the 
in-situ combustion method is effective in meeting its purpose. 
 
Keywords: in-situ combustion, heavy oil, air injection. 
 
 
 
 
 
 
 
 
LISTA DE FIGURAS 
 
Figura 1 – Distribuição do óleo no mundo conforme sua classificação ................................ 14 
Figura 2 – Esquema do processo de combustão in-situ ....................................................... 15 
Figura 3 – Perfis de Temperatura e Saturação e as zonas formadas durante o processo de 
queima. ................................................................................................................................ 19 
Figura 4 – Perfis de temperatura e saturação do processo de combustão in-situ molhada 
incompleta. .......................................................................................................................... 22 
Figura 5 – Perfis de temperatura e de saturação do processo de combustão in-situ molhada 
normal. ................................................................................................................................ 22 
Figura 6 – Perfis de temperatura e de saturação do processo de combustão in-situ super 
molhada. .............................................................................................................................. 23 
Figura 7 – Perfis de temperatura e de saturação do processo de combustão in-situ reversa.
 ............................................................................................................................................ 24 
Figura 8 – Processo de injeção de ar. .................................................................................. 26 
Figura 9 – Visão 3D do reservatório ..................................................................................... 33 
Figura 10 – Permeabilidade relativa do sistema água/óleo .................................................. 33 
Figura 11 – Permeabilidade relativa do sistema gás/líquido ................................................. 34 
Figura 12 – Produção Acumulada de óleo ........................................................................... 35 
Figura 13 – Fator de recuperação vs tempo - oxigênio 21% ................................................ 36 
Figura 14 – Fator de recuperação vs tempo - Oxigênio 50% ............................................... 37 
Figura 15 – Comparativo do Fator de Recuperação vs tempo - oxig 21 & oxig 50% ............ 38 
 
 
 
 
 
LISTA DE TABELAS 
 
Tabela 1 – Classificação do petróleo do acordo com o °API ................................................ 13 
Tabela 2 – Fração molar dos componentes ......................................................................... 30 
Tabela 3 – Energia de ativação e entalpia ........................................................................... 32 
Tabela 4 – Modelo de Malha e propriedade da rocha-reservatório. ..................................... 32 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
LISTA DE SIMBOLOS 
 
API – Instituto Americano de Petróleo (do inglês – American Petroleum Institute) 
ANP – Agência Nacional de Petróleo,Gás Natural e Biocombustíveis 
CIS – Combustão in-situ 
CO2 – Dióxido de carbono 
EOR – Método de recuperação avançada de petróleo (do inglês Enhanced Oil 
Recovery) 
FR – Fator de Recuperação 
Krg – Permeabilidade relativa do gás 
Krog – Permeabilidade relativa óleo-gás 
Krow – Permeabilidade relativa óleo-água 
Krw – Permeabilidade relativa da água 
LTO – Oxidação a baixa temperatura (do inglês Low Temperature Oxidation) 
O2 & oxig – Oxigênio 
OAT – Oxidação em alta temperatura 
OBT – Oxidação em baixa temperatura 
Qi – Vazão de Gás Injetado 
Sl – Saturação de líquido 
So – Saturação de óleo 
Sw – Saturação de água 
𝑇𝐻𝐴𝐼𝑇𝑀 – Toe-to-Heel Air Injection 
VIHP – Injetor Vertical e Produtor Horizontal (do inglês Vertical Injector Horizontal 
Producer) 
VOIP – Volume de oleo in place 
 
SUMÁRIO 
 
1 INTRODUÇÃO .................................................................................................... 10 
2 OBJETIVO .......................................................................................................... 12 
2.1. OBJETIVO GERAL ................................................................................................................... 12 
2.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS ........................................................................................................ 12 
2.3. JUSTIFICATIVA ....................................................................................................................... 12 
3 BASES CONCEITUAIS ...................................................................................... 13 
3.1. ÓLEOS PESADOS .................................................................................................................... 13 
3.2. COMBUSTÃO in-situ .............................................................................................................. 14 
3.2.1. Histórico ............................................................................................................................ 16 
3.2.2. Aplicabilidade .................................................................................................................... 17 
3.2.3. Combustão in-situ direta ................................................................................................... 18 
3.2.3.1. Combustão in-situ seca ................................................................................................. 19 
3.2.3.2. Combustão in-situ molhada .......................................................................................... 21 
3.2.4. Combustão in-situ reversa ................................................................................................ 23 
3.2.5. Toe-to-heel air injection (𝑇𝐻𝐴𝐼𝑇𝑀) ................................................................................... 25 
4 METODOLOGIA DO TRABALHO ...................................................................... 29 
5 MODELAGEM .................................................................................................... 30 
5.1. FLUIDO ................................................................................................................................... 30 
5.2. RESERVATÓRIO ...................................................................................................................... 32 
5.2.1. Permeabilidades Relativas ................................................................................................ 33 
6 RESULTADOS ................................................................................................... 35 
6.1. ANALISE DE SENSIBILIDADE ................................................................................................... 35 
6.2. COMPARATIVO ...................................................................................................................... 38 
7 CONCLUSOES ................................................................................................... 39 
8 RECOMENDAÇÕES .......................................................................................... 40 
 
 
 
 
10 
 
1 INTRODUÇÃO 
As acumulações de petróleo possuem, a época de sua descoberta, uma certa 
quantidade de energia, denominada energia primária. A grandeza dessa energia é 
determinada pelo volume e pela natureza dos fluidos existentes na acumulação, bem 
como pelos níveis de pressão e de temperatura reinantes no reservatório. No processo 
de produção há uma dissipação da energia primária, causada pela descompressão 
dos fluidos do reservatório e pelas resistências encontradas por esses fluidos ao 
avançarem em direção aos poços de produção. Essas resistências são devidas, ou 
associadas, às forças viscosas e capilares presentes no meio poroso (ROSA et al., 
2006). 
Quando o reservatório não tem energia suficiente para produzir fluido de forma estável 
e duradoura, somos obrigados a buscar novos métodos de recuperação, entre eles, o 
método de recuperação avançada de petróleo (IOR – Improved Oil Recovery, em 
inglês), cujo objetivo principal é a manutenção da pressão e massa do reservatório, e 
os métodos especiais (EOR – Enhanced Oil Recovery, em inglês), que tem como 
objetivo principal reduzir as forças viscosas e capilares do reservatório que aprisionam 
o óleo em seu interior (ARAÚJO, 2012b). 
Segundo Barillas (2005), a utilização de métodos convencionais de recuperação não 
é muito conveniente para óleos pesados e extrapesados pois, a alta viscosidade do 
óleo dificulta seu movimento dentro do meio poroso, deixando passar o fluido injetado, 
logo a recuperação e baixa. 
No entanto, os métodos térmicos ativam mecanismos que auxiliam na recuperação 
do óleo, o principal entre eles está a redução da viscosidade com o aumento da 
temperatura, fazendo com que o óleo flua com mais facilidade e a dilatação da 
formação, ocasionando a expulsão do fluido (SILVA, 2010). 
Um dos métodos térmicos de recuperação avançada de petróleo é a combustão in-
situ (CIS), que consiste na injeção de oxigênio (ar) no reservatório, a fim de que ocorra 
a combustão do óleo em seu interior. Como em qualquer reação de combustão, o 
oxigênio se combina com o combustível (óleo) formando dióxido de carbono e água, 
liberando calor (ROSA et al., 2006). 
Os métodos de recuperação especiais são essenciais para que a produção de 
petróleo aumente. Contudo, são extremamente caros. Por isso boas estimativas são 
11 
 
essenciais. A simulação computacional se torna uma ferramenta de grande valor para 
a tomada de decisão na indústria do petróleo, pois, pode prever o comportamento do 
reservatório, aumentando a recuperação final e garantindo se o processo é 
economicamente viável. 
O presente trabalho trata-se de uma comparação de resultados obtidos através de 
simulações utilizando as ferramentas computacionais onde são divididos em três 
partes: definição das características do fluido, condições de reservatório e aplicação 
do método de recuperação avançada com diferentes vazões de injeção de ar e 
concentração de oxigênio. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
12 
 
2 OBJETIVO 
2.1. OBJETIVO GERAL 
O presente trabalho tem como objetivo desenvolver uma visão geral sobre os métodos 
de combustão in situ, e desenvolver um estudo comparativo da aplicação do processo 
térmico 𝑇𝐻𝐴𝐼𝑇𝑀 em um campo contendo óleo pesado. Avaliando a influência de 
alguns parâmetros operacionais, tais como vazão de injeção e porcentagem de 
oxigênio injetado no fator de recuperação. 
 
2.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS 
- Conceituar os principais métodos de combustão in-situ; 
- Apresentar as principais características da combustão in-situ; 
- Analise de sensibilidade de alguns parâmetros (vazões de injeção de ar, 
completação do poço injetor e concentração de oxigênio), podendo assim, inferir a 
partir de uma análise técnica, qual resultado apresenta-se mais satisfatório. 
- Verificar o fator de recuperação do óleo.2.3. JUSTIFICATIVA 
A produção de petróleo depende dos métodos de recuperação de um reservatório, 
seja primaria, secundaria ou terciária. A recuperação primaria depende apenas da 
energia natural do reservatório, porem tem fatores de recuperação tão baixos que 
pode ser de apenas de 5% para óleos pesados e 10% para óleos leves (“Enhanced 
Oil Recovery”, EOR). Para aumentar esses fatores foram criados os métodos de 
recuperação secundários e terciários que apenas injetam energia artificial no 
reservatório, assim, antecipando a produção de fluidos. Dentre os métodos terciários 
estão os térmicos, nos quais além dos mecanismos de pressurização e deslocamento 
do petróleo pelo reservatório, buscam alterar as propriedades do óleo e também da 
rocha, reduzindo a resistência ao fluxo no meio poroso tendo o potencial de duplicar 
o fator de recuperação do campo justificando os seus estudos. 
13 
 
3 BASES CONCEITUAIS 
Serão abordados todos os meios necessários para o desenvolvimento e entendimento 
do leitor para uma melhor compreensão do tema discutido. 
 
3.1. ÓLEOS PESADOS 
O Grau API (ºAPI) é uma escala que mede a densidade dos líquidos derivados do 
petróleo; foi criada pelo American Petroleum Institute (API). 
°𝐴𝑃𝐼 =
141,5
𝑑
− 131,5 
Onde 𝑑 é a densidade especifica do óleo (densidade do óleo / densidade da água), 
em condições padrões, 20 ºC e 1 atm. 
A Agencia Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustível (ANP) classifica o ºAPI 
do óleo baseado na Tabela 1 a seguir: 
Tabela 1 – Classificação do petróleo do acordo com o °API 
Classificação °API 
Leve ≥ 31 
Mediano 31 >°API ≥ 22 
Pesado 22 >°API ≥ 10 
Extrapesado < 10 
Fonte: ANP, 2010, Adaptado. 
Em torno de 8 trilhões de barris in situ representa o volume total das reservas de óleo 
pesado. As maiores concentrações estão no Canadá (3 trilhões de barris) e Venezuela 
(2 trilhões de barris) (FAROUQ ALI, 2002). Segundo Chicuta (2009), no Brasil, o 
volume de óleo pesado e viscoso descoberto pela Petrobras nos últimos anos nas 
bacias de Campos e de Santos já ultrapassa 15 bilhões de barris. A Figura 1 apresenta 
a distribuição mundial do óleo conforme sua classificação. 
 
 
 
 
14 
 
Figura 1 – Distribuição do óleo no mundo conforme sua classificação 
 
Fonte: Alboudwarej at al, 2006, p 35. 
Cerca de 70% de todo olho no mundo é composto por óleo pesado cerca de 9 a 13 
trilhões de bbl (ALBOUDWAREJ at al., 2006). Portanto, para se retirar esse óleo, é 
necessário o uso de métodos especial de recuperação avançada, e nesse caso, a 
combustão in-situ é uma ótima opção. 
 
3.2. COMBUSTÃO in-situ 
A combustão in-situ é obtida pela queima de uma pequena fração de óleo no 
reservatório a fim de permitir o fluxo do óleo não queimado, esse processo consiste 
em gerar calor dentro do reservatório. Para manter esse processo de queima, é 
necessária a injeção continua de ar. Em um processo de combustão estável, o 
consumo de combustível é da ordem de 10% do volume de óleo in place (VOIP). A 
combustão in-situ é particularmente favorável para reservatórios de óleo pesado 
porque o aumento da temperatura reduz a viscosidade do óleo em várias ordens de 
magnitude, (GREAVES et al., 2000). O esquema do processo em campo pode ser 
visualizado na Figura 2. 
 
 
15 
 
Figura 2 – Esquema do processo de combustão in-situ
 
Fonte: Citado por Chicuta, 2009, p 8. 
A partir de 1947, sendo o método de combustão in-situ começou a ser desenvolvido 
através de testes laboratoriais, o método de EOR o primeiro a ser estudado. Contudo, 
esse método não tem sido muito utilizado devido a seus fracassos, principalmente 
devido a sua utilização reservatórios inapropriados e de pobre controle de processo 
(CHICUTA, 2009). 
Os dois projetos pilotos de combustão in-situ no Brasil foram testados nos campos de 
Buracica (BA) e de Carmópolis (SE), respectivamente nas bacias do Recôncavo e de 
Sergipe - Alagoas. Os melhores resultados quanto à produção foram obtidos para o 
piloto de Buracica, onde a oxidação a baixas temperaturas (LTO) foi o processo 
dominante (SHECAIRA et al., 2002). 
Segundo Silva (2010), o processo como um todo depende bastante das reações de 
OBT e OAT, visto que são estas reações que regram a energia térmica que vai auxiliar 
na recuperação do óleo. Devido a esta importância, faz-se necessário compreender 
bem a cinética destas reações. A cinética das reações de combustão define o quão 
rápido as reações ocorrem e quanto de óleo está envolvido no processo de rações 
químicas. 
16 
 
As reações de oxidação que ocorrem durante a combustão consomem oxigênio e 
geram calor, água e óxidos de carbono. A quantidade de energia gerada depende da 
composição do óleo. O calor gerado na zona de combustão é transportado adiante da 
frente por condução, convecção de gases de combustão, vapores e líquidos e pela 
condensação de voláteis e de vapor (CHICUTA, 2009). 
O sucesso deste processo depende principalmente do petróleo bruto e das 
propriedades da rocha, bem como condições operacionais (KOK; KESKIN, 2000). 
Segundo Chicuta (2009), a ignição do óleo pode ocorrer de maneira espontânea ou 
ser induzida por meios externos, como, por exemplo, através do uso de aquecedores 
de fundo, aquecedores elétricos, uso de produtos oxidáveis (como por exemplo, óleo 
de linhaça) e pré-aquecimento do ar de injeção. 
Segundo Chicuta (2009), o processo de combustão in-situ não é limitado a óleos de 
alta viscosidade. Há reservatórios que produzem óleos de °API maior que 40 e foram 
sido submetidos a esse processo. 
Este método é normalmente utilizado em óleos pesados devido ao aumento da 
temperatura e redução da viscosidade. No entanto, também pode ser utilizado na 
recuperação de óleos leves, pois o método promove produção através do fluxo de 
combustível-gás, vaporização de óleos leves e expansão térmica (GERRITSEN et al., 
2004). Ou seja, a combustão in-situ pode ser utilizada em qualquer reservatório. 
 
3.2.1. Histórico 
Pode-se dizer que a expressão “Combustão in-situ” data de 1888, quando Dmitri 
Mendeveev sugeriu a conversão do carvão em gases de combustão (FAROUQ, 
1972). 
Nos Estados Unidos, no sudeste do estado de Ohio ocorreu provavelmente o primeiro 
episódio, onde projetos de injeção de ar quente eram implantados para mitigar 
problemas de deposição de parafina e aumentar a produtividade de óleo. A injeção 
continuou por 40 dias até notar que a injeção prolongada de ar quente no reservatório 
provocaria a autoignição do óleo dentro da formação (SARATHI, 1999). 
17 
 
Foi verificado nos gases produzidos, altos índices de dióxido de carbono (CO2) e 
baixos índices de (O2). Isso estava diretamente ligado à reação entre o oxigênio do 
ar injeto e o óleo que está no reservatório. (LEWIS, 1917). 
Em 1923, E. R. Walcott patenteou o processo de combustão in-situ, e, conforme 
sarathi (1999), existem registros de utilização da CIS no Canadá em meados da 
década de 20 e na Rússia em meados de 30. 
Conforme Shecaira et al. (2002), no Brasil, no final dos anos 70, seguindo as 
descobertas de reservatórios de óleo pesado na porção terrestre de Sergipe-Alagoas 
e Potiguar, a injeção de vapor cíclico foi introduzido no país, com intuito de recuperar 
óleo em dois campos terrestres: Buracica e Camólopis. Estes foram os primeiros 
projetos de sucesso, mais tarde expandiu e se transformou em fase comercial. 
 
3.2.2. Aplicabilidade 
O reservatório de óleo deve seguir algumas características para que possa utilizar o 
método de recuperação do óleo por combustão in-situ. Segundo Rosa et al. (2006), 
são estas: 
 A espessura do reservatório deve ser maior ou igual a 3 m para prevenir perdas 
excessivas de calor; 
 A quantidade de óleo existente no reservatório deve ser maior que 0,1 m³ de 
óleo/m³ de rocha para que o processo seja econômico (tanto a porosidade 
como a saturação de óleo devem ser relativamente altas para se atingir esse 
valor); O ºAPI do óleo deve estar no intervalo entre 10 e 40, pois óleos de ºAPI 
menores depositam combustível em excesso para o sucesso comercial, 
enquanto óleos de ºAPI altos depositam pouco combustível para sustentar a 
combustão; 
 A permeabilidade deve ser maior que 100 md para permitir o fluxo de óleo mais 
viscoso; 
18 
 
 A profundidade do reservatório deve variar de 100 a 1200 m, pois reservatórios 
rasos limitam as pressões de injeção, enquanto os custos de compressão de 
ar são excessivos para reservatórios profundos. 
Considerando que é geralmente classificada como uma técnica que é aplicada a óleos 
pesados, devido à redução dramática na viscosidade com a temperatura, a combustão 
in-situ também pode ser utilizada para recuperação de óleos leves (GERRITSEN et 
al., 2004). 
Além dessas características, para a implantação de um projeto de Combustão in-situ, 
deve-se analisar as vantagens e desvantagens desse método, segundo Rosa et al. 
(2006), estão listadas a seguir. 
Vantagens: 
A combustão in-situ é uma técnica provada, de modo que os reservatórios candidatos 
podem ser comparados com projetos anteriores para verificar a sua viabilidade. O 
processo não é limitado a óleo de alta viscosidade. Há reservatórios que produzem 
óleos de °API maior que 40 e têm sido submetidos a esse processo. Pode-se obter 
alta eficiência de deslocamento, embora algum óleo seja queimado e não produzido. 
O fluido de injeção (ar) é facilmente disponível. 
Desvantagens: 
Problemas de produção frequentemente aparecem quando se opera à temperatura 
de combustão. Emulsões são formadas no reservatório ou na superfície. O 
equipamento de produção pode ser seriamente danificado pelo calor e pela corrosão 
à medida que a frente de combustão se aproxima do poço produtor. 
Então, analisando todos esses fatores, pode-se verificar a viabilidade técnica e 
econômica para aplicação da CIS num campo ou reservatório petrolífero. 
 
3.2.3. Combustão in-situ direta 
Segundo Araújo (2015), A combustão direta é ainda subdividida em combustão seca 
e combustão molhada. No processo seco, somente ar ou ar enriquecido com oxigênio 
é injetado no reservatório para sustentar a combustão. No processo molhado, ar e 
água são coinjetados no reservatório através do poço injetor. 
19 
 
3.2.3.1. Combustão in-situ seca 
Esse processo consiste em injetar ar seco no reservatório para manter a frente de 
combustão, fazendo com que ele vá do poço injetor para o poço produtor, sendo 
considerado o procedimento mais utilizado (ARAUJO, 2012b). 
Para que se tenha a combustão in-situ, primeiramente é necessário que se tenha uma 
ignição no reservatório, o que ocorre após alguns dias ou semanas de injeção de ar. 
Caso a combustão não seja espontânea, pode se utilizar queimadores de fundo de 
poço, aquecimento eletromagnético ou agentes pirofóricos. Após esse processo, a 
frente de combustão é propagada por um fluxo continuo de ar, sendo que a medida 
que a frente de calor se expande no meio poroso, distintas zonas podem ser 
encontradas entres os poços injetores e produtores como resultado do transporte de 
calor, de massa e das reações químicas que ocorrem no processo (CASTANIER; 
BRIGHAM, 2002). 
Segundo Wu e Fulton (1971) essas regiões foram reconstruídas. Estas zonas são 
denominadas como: (A) zona queimada, (B) zona de combustão, (C/D) zona de 
vaporização e craqueamento térmico, (E) zona de condensação, (F) banco de água, 
(G) banco de óleo e (H) zona pura. Um diagrama esquemático com estas regiões pode 
ser visualizado na Figura 3. 
Figura 3 – Perfis de Temperatura e Saturação e as zonas formadas durante o 
processo de queima. 
 
Fonte: Araujo, 2015, p 16. 
20 
 
A zona queimada (A) é zona que está cheia de ar e pode conter pequenas quantidades 
de sólidos orgânicos residuais não queimados. Como foi submetido a altas 
temperaturas, alterações minerais são possíveis. Devido ao fluxo de ar contínuo do 
injetor para a zona queimada, a temperatura aumenta a partir do ar injetado no injetor 
até a frente de combustão. Não há óleo deixado nesta zona. (CASTANIER; BRIGHAM, 
2002). 
A zona de combustão (B) é a zona de temperatura mais alta. É muito fina, muitas 
vezes não mais do que alguns centímetros de espessura. É nessa região que o 
oxigênio se combina com o combustível e ocorre oxidação de alta temperatura. Os 
produtos das reações de queima são água e óxidos de carbono. Não é carbono puro, 
mas um hidrocarboneto com proporções atômicas de H/C variando de cerca de 1 a 
2,0. Este combustível é formado na zona de craqueamento imediatamente a frente da 
zona de alta temperatura, e o produto de craqueamento e a da pirólise, que é 
depositado na matriz de rocha. A quantidade de combustível queimado é um 
parâmetro importante porque determina quanto ar deve ser injetado para queimar um 
certo volume de reservatório. (CASTANIER; BRIGHAM, 2002). 
Segundo Catonho, (2013), a zona de craqueamento térmico e vaporização (C/D) está 
localizada a jusante da frente de combustão. O óleo remanescente nessa zona é o 
óleo residual. O óleo cru é modificado nessa zona pelas altas temperaturas do 
processo de combustão. As frações mais leves vaporizam-se e são transportadas 
para jusante onde elas condensam e mistura-se com o óleo cru original (destilação). 
As frações mais pesadas pirolisam, resultando em gases de hidrocarbonetos e em 
combustíveis orgânicos sólidos depositados na rocha. 
Segundo Araújo (2015), em contato com à zona de craqueamento térmico e 
vaporização está a zona de condensação (E). Essa região é formada por um sistema 
com duas fases (líquido e vapor). O vapor, que normalmente entra nesta zona, 
condensa-se e dissolve-se no óleo melhorando sua mobilidade no meio poroso. A 
temperatura desta zona depende da pressão parcial da água na fase gasosa. 
O banco de água (F) onde a temperatura é menor que a temperatura de saturação do 
vapor, forma-se um banco de água que diminui a temperatura e a saturação. Com um 
aumento resultante na saturação do óleo. (CASTANIER; BRIGHAM, 2002). 
21 
 
O banco de óleo (G) é a região que contém a maioria do óleo deslocado incluindo a 
maior parte das frações mais leves que resultaram do craqueamento térmico. 
(CASTANIER; BRIGHAM, 2002). 
A zona pura (H) onde a saturação do gás aumentará apenas ligeiramente nessa região 
devido à alta mobilidade dos gases de combustão. O mecanismo de produção nesta 
área é o acionamento de gás dos produtos de combustão. (CASTANIER; BRIGHAM, 
2002). 
Segundo Araújo, (2015), o processo de combustão in-situ direta ou convencional tem 
sua aplicação recomendada em reservatórios com profundidade estimada entre 61 m 
a 1530 m, pois o custo de compressão do ar é uma limitação, para óleos com uma 
gravidade API entre 8º e 26º, este intervalo API garante a quantidade de deposição 
do coque para manter a frente de combustão. 
Combustão com ar enriquecido também pode ser considerada como combustão seca. 
Nesse tipo de combustão, o ar injetado contem concentração mola de oxigênio maior 
que 21% (ARAÚJO, 2012b). 
 
3.2.3.2. Combustão in-situ molhada 
A combustão molhada, em inglês – “Combination of Forward Combustion and Water”, 
foi desenvolvida com intuito de aumentar a eficiência da combustão direta de forma 
que injete ar e água simultaneamente ou alternadamente, pois, a água tem a 
capacidade de absorver e transportar calor de forma mais eficiente que o ar. A água 
injetada absorve calor da zona queimada, vaporiza-se, passa através da frente de 
combustão, e libera o calor ao se condensar nas porções mais frias do reservatório. 
Desta forma, o óleo se desloca mais rápido. (CATONHO, 2013). 
A água ao ser injetada no reservatório absorve o calor que foi produzido pela zona 
queimada e libera calor na forma de convecção resultando em deslocamento do óleo 
mais rápido devido a liberação de calor nas porções mais frias do reservatório. Esse 
processo depende da razão água/arinjetados, tais como: incompleta, normal e super 
molhada. Quando ocorre em baixas vazões de injeção, a água é convertida em vapor 
superaquecido fazendo assim com que seja recuperado apenas uma parte do calor 
produzido pela zona queimada, chamamos assim o processo de combustão molhada 
22 
 
incompleta (ARAÚJO, 2015). Na Figura 4 podem ser visualizados perfis de 
temperatura e de saturação para a variação do processo de queima incompleta. 
Figura 4 – Perfis de temperatura e saturação do processo de combustão in-
situ molhada incompleta. 
 
Fonte: Araújo, 2015, p 18. 
Segundo Araújo (2015), a combustão molhada, normal, ocorre quando a água é 
injetada com vazões intermediárias recuperando todo o calor produzido pela zona 
queimada. Na Figura 5 podem ser visualizados perfis de temperatura e de saturação 
para a combustão molhada normal. 
Figura 5 – Perfis de temperatura e de saturação do processo de combustão 
in-situ molhada normal. 
 
Fonte: Araújo, 2015, p 19. 
23 
 
Segundo Araújo (2015), a combustão super molhada, por sua vez, ocorre quando há 
arrefecimento da temperatura da frente de combustão devido as altas vazões de 
injeção de água. Pois, na frente de combustão a maior parte do calor produzido é 
consumido pela vaporização da água, fazendo com que não ocorra reações nessa 
região, consequentemente diminuindo a produção de energia em forma de calor. 
(DIETZ, 1970). A Figura 6 mostra perfis de temperatura e de saturação para a 
combustão molhada super molhada. 
Figura 6 – Perfis de temperatura e de saturação do processo de combustão 
in-situ super molhada. 
 
Fonte: Araújo, 2015, p 20. 
A temperatura máxima na frente de combustão diminui. A pressão de operação 
influencia a temperatura da zona de combustão durante a combustão super molhada. 
Assim sendo, esse processo não aumenta a produção de óleo, mas aumenta a 
velocidade da frente de combustão e diminui os custos de compreensão de ar. 
(SARATHI, 1999). 
 
3.2.4. Combustão in-situ reversa 
Em óleos muito viscosos, o processo de combustão direta enfrenta alguns problemas 
de injetividade, um processo chamado combustão reversa foi proposto e verificado 
24 
 
em laboratório para solucionar isso. A zona de combustão é iniciada no poço produtor 
e se move em direção ao injetor, em contra corrente ao fluxo do fluido. 
O ar que foi injetado deve atravessar o reservatório para entrar em contato com a zona 
de combustão. Basicamente, em combustão reversa, maior parte do calor é mantida 
entre o poço produto e o óleo. Desta forma, evita-se o resfriamento do óleo quando o 
mesmo começa a se mover. (CRUZ, 2010). Na Figura 7 podem ser visualizados os 
perfis de temperatura e saturação referentes ao processo de combustão reversa. 
Figura 7 – Perfis de temperatura e de saturação do processo de combustão 
in-situ reversa. 
 
Fonte: Araújo, 2015, p 21. 
Segundo Araújo, (2015), observa-se a extensão da região de alta temperatura na zona 
queimada (Zona 4). A frente de combustão (Zona 3) em contato com óleo provoca a 
destilação das frações mais leves e craqueamento das frações pesadas, resultando 
em uma quantidade relativamente grande de combustível sólido (coque) quando 
comparados com o processo convencional. Os vapores formados se aproximam das 
seções mais frias da zona queimada resultando em alguma condensação, podendo 
existir frações de óleo e água ao redor do poço produtor. A região a montante da zona 
25 
 
de combustão (Zona 2) é aquecida por condução, o que leva a reações de oxidação 
à baixas temperaturas (OBT) e à geração de calor em taxas consideráveis. A montante 
desta zona, está a de óleo original (Zona 1), não afetada pelo processo, exceto pelo 
fluxo de ar. 
Segundo Cruz, (2010) embora a combustão reversa tenha sido demonstrada em 
laboratório ela não foi provada em campo. A causa primária de falha foi a tendência 
de ignição espontânea próximo ao poço injetor. 
 
3.2.5. Toe-to-heel air injection (𝑇𝐻𝐴𝐼𝑇𝑀) 
O processo “toe-to-heel air injection” (𝑇𝐻𝐴𝐼𝑇𝑀), é um processo de recuperação de 
petróleo avançado que consiste na integração da combustão in-situ (CIS) e dos poços 
horizontais. A principal característica desse processo é, utilizar o poço vertical para 
injeção de ar, e o poço horizontal para a produção de óleo (ROJAS et al., 2010). 
O processo consiste em três etapas. Primeiro, a fase inicial, ou pré-aquecimento, é 
opcional e envolve a injeção de vapor através dos dois poços para aquecer o ambiente 
e proporcionar mobilidade; sua aplicação depende das condições de viscosidade do 
petróleo bruto e da temperatura do reservatório. O segundo é o estágio de estado 
estacionário, onde a frente de combustão tem uma forma clara e regular e a taxa de 
produção de hidrocarbonetos se estabiliza. O terceiro estágio é o estado final, quando 
a frente de combustão alcança a boca do poço horizontal, momento em que o próximo 
poço horizontal pode ser perfurado para continuar o processo (ROJAS et al., 2010). 
O processo toe-to-heel air injection (𝑇𝐻𝐴𝐼𝑇𝑀) tem uma aplicação muito ampla em óleo 
pesado, betume, e também alguns reservatórios de óleo pesado médio. É aplicável 
em reservatórios finos (> 6 m), bem como reservatórios espessos (20 - 40 m). Pode 
ser aplicado em reservatórios de baixa pressão (com contenção de gás adequada) e 
de alta pressão, desde que os custos de compressão de gás não sejam limitantes 
(GREAVES et al., 2008). Estudos laboratoriais mostraram uma recuperação de óleo 
em torno de 80% VOIP (GREAVES; TURTA, 1997). 
No trabalho de Araújo, (2012a), observa-se uma ilustração do processo de combustão 
in-situ com produção de óleo em poços horizontais. O ar injetado no poço vertical 
reage com o combustível formando a frente de combustão que desloca pelo 
26 
 
reservatório empurrando o óleo em direção ao poço horizontal. Essa configuração de 
poços é identificada como VIHP (um poço injetor vertical e um poço produtor 
horizontal). As configurações de poços podem ser estendidas através do reservatório 
em uma unidade de linha de fases, 2VIHP (dois poços verticais e um poço horizontal 
produtor). 
Figura 8 – Processo de injeção de ar. 
Fonte: Araújo, 2012a, p 15. 
O processo 𝑇𝐻𝐴𝐼𝑇𝑀 é um processo de gravidade assistida que é controlada pelo 
gradiente de pressão. O ar que é injetado migra para a frente de combustão devido a 
força do gradiente de difusão de oxigênio estabelecida sob condições de estado 
estacionário. Com esse resultado se tem a queima do combustível (coque) prevista 
na frente de combustão e da eliminação dos gases de combustão (GREAVES et al., 
2000). 
A área de combustão com temperaturas acima de 700 ºF é identificada durante o seu 
desenvolvimento. A zona para deposição de coque (isto é, o combustível do processo) 
é criada logo à frente da frente de combustão. Por sua vez, à frente dessas duas zonas 
está a zona de óleo aquecido onde o óleo aquecido se move, pois, a viscosidade é 
reduzida devido ao aquecimento (ROJAS et al., 2010). 
27 
 
O óleo frio, portanto, fornece vedação natural ao longo do poço horizontal, evitando 
qualquer desvio de gás. Além disso, o óleo frio pesado cria uma barreira viscosa, 
impedindo que o gás se desloque para a região de óleo a jusante. A manutenção da 
constante a jusante de óleo e água garante constantes condições de processo, tanto 
na zona de óleo móvel quanto na frente de combustão. (GREAVES et al., 2000). 
Com a 'zona de óleo móvel estreita' à frente da frente de combustão permite que o 
processo seja operado de forma eficiente e segura. O óleo termicamente fissurado é 
arrastado para a seção exposta do poço horizontal, produzindo um óleo mais leve do 
reservatório de óleo pesado. (GREAVES et al., 2000). 
A temperatura atingida na zona de combustão depende de muitos fatores, incluindo a 
taxa de injeção de ar (fluxo de oxigênio), uma vez que a zona pode se expandir ou 
contrair, e também quanto calor é perdido atravésdas rochas e da zona de água. No 
método toe-to-heel air injection (𝑇𝐻𝐴𝐼𝑇𝑀), o calor é transportado diretamente para o 
poço produtor horizontal pelos fluidos quentes, diferente do que ocorre no processo 
de combustão in-situ (CIS) convencional (GREAVES et al., 2008). 
Uma das características do processo 𝑇𝐻𝐴𝐼𝑇𝑀, é a camada frio do reservatório de óleo 
que constitui para sua estabilidade. Devido a saturação do óleo permanecer em 
grande parte intacta, o processo fica mais estável. No entanto, a temperatura 
alcançada no processo de combustão deverá ser ligeiramente maior na operação de 
campo do que em ensaios experimentais. Pois, experimentos em laboratório as 
perdas são menores (GREAVES; XIA; TURTA, 2008). 
Segundo Araújo, (2012a), a eficiência do processo de recuperação “toe-to-heel air 
injection” (𝑇𝐻𝐴𝐼𝑇𝑀) para óleo pesado e betume em reservatórios de arenito é superior 
em relação ao processo de combustão in-situ convencional. Esta eficiência ocorre 
pela eliminação de gás no processo e pela frente de combustão que viaja ao longo do 
poço horizontal, aquecendo e escoando o óleo em direção ao poço produtor pelo efeito 
da força gravitacional, permitindo este incremento no fator de recuperação. 
Segundo Araújo, (2012a), além disso, este método de injeção de ar em poços verticais 
e produção de óleo em poços horizontais proporciona uma melhora na qualidade da 
frente de combustão, a qual fica contida pelo gradiente de pressão criado pelo poço 
horizontal. Ensaios experimentais têm mostrado um ganho de qualidade do óleo 
produzido por volta de 10° API, sendo considerado ideal para a produção de petróleo 
28 
 
inferior a 15°API. No entanto, testes laboratoriais realizados em uma amostra de 
20°API fornecida pela British Petroleum (BP), a partir de seu campo Clair no Norte do 
Reino Unido, indicam que também poderia trazer benefícios a óleos menos pesados. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
29 
 
4 METODOLOGIA DO TRABALHO 
No presente trabalho foi utilizado o método toe-to-heel air injection (𝑇𝐻𝐴𝐼𝑇𝑀) com 
injeção seca, um poço injetor e 4 poços produtores, para isso foram utilizadas 
ferramentas computacionais para a pesquisa, uma delas para modelar o 
comportamento de fase e propriedade dos fluidos do reservatório, uma para 
preparação de modelo de simulação de reservatório e a outra para simular a 
recuperação térmica. 
Na primeira etapa foram realizadas as modelagens do fluido e do reservatório 
assimilando condições de um reservatório com características do nordeste brasileiro 
de um poço com óleo pesado ao qual necessite a utilização de um método de 
recuperação avançada. 
Na segunda etapa foi verificado o fator de recuperação de óleo (FR) fornecido pela 
recuperação primária do petróleo. Em seguida, foram feitas simulações de aplicação 
da combustão in-situ no reservatório para os seguintes valores de vazões de ar (21% 
e 50% de O2): 0 m³std/dia, 5.000 m³std/dia, 10.000 m³std/dia, 15.000 m³std/dia, 
20.000 m³std/dia, 25.000 m³std/dia, 50.000 m³std/dia com período de 20 anos 
(duração média de vida de um poço). 
Além desses itens, descrever o planejamento experimental do estudo, possibilitando 
uma analise qualitativa da influencia dos fatores em função do percentual de óleo 
recuperado e do oxigênio injetado, possibilitando uma comparação simples entre os 
modelos encontrados e definido a melhor opção. 
 
 
 
 
 
 
 
 
30 
 
5 MODELAGEM 
Nesta seção são apresentados o modelo de fluidos e a construção do reservatório 
com características do nordeste brasileiro, as propriedades da rocha-reservatório e as 
interações rocha-fluido. Descrever a modelagem do processo de combustão in situ 
com as reações químicas adotadas no sistema incluído a energia de ativação e 
entalpia da reação. 
 
5.1. FLUIDO 
Segundo Araújo (2012b), o modelo de fluido utilizado foi o composicional. Esse 
tratamento composicional leva em consideração não somente a pressão e a 
temperatura do reservatório, mas também as composições das diversas fases 
presentes no meio poroso. Sendo assim, o óleo não é mais admitido como sendo 
formado por um único componente a exemplo do black oil, mas sim, pelos diversos 
hidrocarbonetos constituintes do óleo, como C1, C2, C3, etc. Geralmente, o número 
de hidrocarbonetos é muito grande, e dessa forma, costuma-se agrupar esses 
diversos componentes em pseudocomponentes. 
Foram utilizados os componentes baseado na tabela de Araújo (Tabela 2), com as 
frações molares de todos os componentes. Foi utilizada exatamente essa tabela 
devido a sua caracterização ser em função das especificidades da região do Nordeste 
Brasileiro da Bacia Potiguar. 
Tabela 2 – Fração molar dos componentes 
Componentes Fração Molar (%) Componentes Fração Molar (%) 
N2 0,27 C19 4,03 
CO2 0,45 C20 3,61 
C1 9,9 C21 3,43 
C2 0,18 C22 3,26 
C3 0,27 C23 3,09 
IC4 0,1 C24 2,94 
NC4 0,13 C25 2,79 
IC5 0,04 C26 2,65 
NC5 0,05 C27 2,51 
C6 0,05 C28 2,39 
C7 0,07 C29 2,27 
C8 0,1 C30 2,15 
31 
 
C9 0,04 C31 2,04 
C10 0,12 C32 1,94 
C11 0,63 C33 1,84 
C12 0,73 C34 1,75 
C13 1,39 C35 1,66 
C14 2,06 C36 1,58 
C15 2,73 C37 1,5 
C16 1,41 C38 1,42 
C17 2,15 C39 1,35 
C18 1,53 C40+ 25,42 
Fonte: ARAÚJO, 2012a 
 
O simulador utilizado não reconhece o processo de combustão in-situ, portanto, foi 
aplicado no processo seis reações químicas, as três primeiras representam as 
reações de oxidação que ocorrem com os três tipos de óleo, tendo como produto o 
gás carbônico (CO2) e água (H2O). A quarta e a quinta representam o craqueamento 
do óleo pesado (C21-40+) e óleo médio (C13-20). A sexta é a reação que envolve a 
oxidação do coque (C), sendo essa reação é a responsável por sustentar a 
propagação da frente de combustão (ARAÚJO, 2012a). As reações químicas incluídas 
no modelo denominado “Nordeste Brasileiro” foram as seguintes: 
 
Reação 1: Óleo pesado (C21-40+) + 52O2 → 36CO2+ 32H2O 
Reação 2: Óleo médio (C13-20) + 25O2 → 16,5CO2 + 17,5H2O 
Reação 3: Óleo leve (C6-12) + 14O2 → 9CO2 + 10H2O 
Reação 4: Óleo pesado (C21-40+) → Óleo médio (C13-20) + 1,5Óleo leve (C6-12) + 6Coque 
+ CO2 
Reação 5: Óleo médio (C13-20) → 1,75Óleo leve (C6-12) + 1,2Coque + CO2 
Reação 6: Coque (C) + 1,25O2 → CO2 + 0,5H2O 
 
A energia de ativação é a energia necessária para que a reação possa ser 
desencadeada e a entalpia de reação representa a energia liberada para cada mole 
reagido durante o processo. Nesse caso valores positivos representam reações 
32 
 
exotérmicas. A Tabela 3 resume os dados referente as reações químicas (ARAÚJO, 
2012b). 
Tabela 3 – Energia de ativação e entalpia 
 
Energia de Ativação 
(Btu/lbmol) 
Entalpia da reação 
(Btu/lbmol) 
Reação 1 32785 814240 
Reação 2 32785 4521600 
Reação 3 32785 2102400 
Reação 4 28800 20000 
Reação 5 28800 20000 
Reação 6 28800 230000 
Fonte: ROJAS, 2010 
 
5.2. RESERVATÓRIO 
Após a modelagem do fluido, foi realizada a modelagem do reservatório. O 
reservatório estudado possui características do nordeste brasileiro da Bacia Potiguar. 
O modelo de malha e as características do reservatório podem ser observadas na 
tabela 4. 
Tabela 4 – Modelo de Malha e propriedade da rocha-reservatório. 
Número total de blocos 7245 
Área do reservatório (m²) 8480,56 
Número de blocos em i, j, k 21, 23, 15 
Permeabilidade Horizontal (kh,mD) 1000 
Permeabilidade Vertical (Kv,mD) 0,1 x kh 
Porosidade (%) 30 
Altura do reservatório (m) 30 
Temperatura Inicial (°C) 38 
Profundidade do Reservatório (m) 200 
Espessura da Zona de Óleo (m) 20 
Contato água-óleo (m) 220 
Comprimento do poço horizontal (m) 180 
Pressão inicial (psia) 289 
Fonte: Adaptado ARAÚJO, 2012a 
Na figura 9 observa-se uma representação 3D do reservatório estudado. O 
reservatório estudado é homogêneo, e pode-se constatar a distribuição inicial do óleo 
e a localização do poço injetor edos poços produtores. 
33 
 
Figura 9 – Visão 3D do reservatório 
Fonte: próprio autor 
 
5.2.1. Permeabilidades Relativas 
A Figura 10 mostra que a permeabilidade relativa à água aumenta com o aumento da 
saturação de água, enquanto que a permeabilidade relativa ao óleo diminui com o 
aumento da saturação de água. 
Figura 10 – Permeabilidade relativa do sistema água/óleo 
 
Fonte: próprio autor 
34 
 
A Figura 11 ilustra que a permeabilidade relativa ao gás diminui com o aumento da 
saturação de líquido, no entanto, a permeabilidade relativa gás-óleo aumenta com o 
aumento da saturação de líquido. 
Figura 11 – Permeabilidade relativa do sistema gás/líquido 
 
Fonte: próprio autor 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
35 
 
6 RESULTADOS 
Neste capitulo serão mostrados os resultados obtidos a partir do processo de CIS no 
reservatório com características do nordeste brasileiro, bem como a análises das 
mesmas. 
 
6.1. ANALISE DE SENSIBILIDADE 
Foram feitas diversas simulações com diferentes valores de vazões de injeção até se 
chegar em valores que fossem possíveis se ter um bom resultado, e os valores 
utilizados como parâmetros foram os seguintes: 0 m³std/dia, 5.000 m³std/dia, 10.000 
m³std/dia, 15.000 m³std/dia, 20.000 m³std/dia, 25.000 m³std/dia, 50.000 m³std/dia foi 
estudada a influência da vazão de injeção de ar na produção acumulada de óleo 
versus o tempo. Na Figura 12, é possível observar a produção acumulada de óleo em 
função do tempo para os diferentes casos (oxigênio 50%). 
Figura 12 – Produção Acumulada de óleo 
Fonte: próprio autor 
A partir da figura 12 é possível fazer uma análise que vazões de injeção abaixo de 
5.000 m³std/dia não são recomendadas de se trabalhar, pois sua produção se 
equivale a produção sem qualquer tipo de injeção de ar. Já injeções acima de 10.000 
36 
 
m³std/dia já se tem uma produção boa de óleo, no entanto precisaria de um período 
maior de tempo para analisar o comportamento da curva. 
A vazão de 15.000 m³std/dia mostrou o melhor resultado para o período de 20 anos, 
e as vazões de 20.000 m³std/dia e 25 m³std/dia e 50.000 m³std/dia uma queda na 
produção acumulada de óleo, 
Com uma maior injeção de ar, é possível antecipar a produção de óleo, como pode 
ver na figura 12, com uma injeção de 50.000 m³std/dia a chegada do banco de óleo 
ocorre em meados de 2023, já com a injeção de 15.000 m³std/dia a chegada do banco 
de óleo ocorre em meados de 2030. Isso ocorre pois com o aumento da injeção de ar 
a frente de combustão queima mais rápido fazendo com que o processo acelere 
diminuindo assim a produção acumulada no final. 
Portanto, para realizar o estudo foram escolhidas vazões entre 15.000 m³std/dia e 25 
m³std/dia, já que, vazões abaixo de 15.000 m³std/dia necessitam de um tempo maior 
para que possa ser analisada a curva e vazões maiores de 25.000 m³std/dia possuem 
maiores gastos e antecipa-se a produção. 
As seguintes vazões de injeção de ar foram analisadas: (15.000 m³std/dia, 20.000 
m³std/dia e 25.000 m³std/dia). Na figura 13 pode ser observado o FR em função do 
tempo, com vazão de injeção de ar (oxigênio 21%). 
Figura 13 – Fator de recuperação vs tempo - oxigênio 21% 
Fonte: próprio autor 
37 
 
A figura 13 observa-se que, com a injeção de ar no reservatório, ocorreu um aumento 
do fator de recuperação. O maior fator de recuperação foi atingido com injeção de 
15.000 m³std/dia chegando a aproximadamente 55%. Isso ocorre pois, com valores 
maiores de injeção de ar a queima é mais rápida da frente de combustão, diminuindo 
o fator de recuperação. 
Considerando o fator de recuperação primaria próximo de 1%, temos um aumento de 
aproximadamente 5,5 mil vezes em relação a recuperação primaria. Contudo, o 
aumento da injeção de ar faz com que o fator de recuperação diminua, pois, com a 
queima mais rápida da frente de combustão, a passagem da frente de combustão é 
mais rápida, fazendo assim com que nem todo o óleo diminua sua viscosidade e flua 
como deveria. Isso ocorre pois, quanto mais oxigênio é fornecido ao reservatório mais 
favorecida é a queima do combustível e mais rápido à frente de combustão se desloca 
do poço injetor para os poços produtores. 
Ainda na porcentagem de oxigênio, foi feita uma análise alterando a porcentagem de 
fluido injetado para 50%, mantendo fixa as vazões de injeção (Figura 14). Mostrando 
que com uma maior porcentagem de oxigênio, aumenta-se o fator de recuperação. 
Isso ocorre pois, com uma maior concentração de oxigeno no sistema, promove as 
reações químicas aumentando a temperatura do sistema, diminuindo a viscosidade 
do óleo. Além do aumento do fator de recuperação, com o aumento na quantidade de 
oxigênio, se tem um adiantamento da chegada do banco de óleo em relação ao tempo. 
Figura 14 – Fator de recuperação vs tempo - Oxigênio 50% 
Fonte: próprio autor 
38 
 
6.2. COMPARATIVO 
Os gráficos apresentam o fator de recuperação versus tempo (Figura 15), para que se 
possa realizar uma análise entre ambos e afirmar qual melhor opção. 
Na figura 15 é possível analisar a diferença entra diferentes concentrações de 
oxigênio para uma mesma quantidade de vazão de ar. Na imagem da direita (oxig 
50%), tem um aumento no fator de recuperação em relação a imagem da esquerda 
(oxig 21%). Isso ocorre, pois, o aumento na concentração de oxigênio faz com que 
aumente a temperatura do sistema, diminuindo ainda mais a viscosidade do óleo. 
Figura 15 – Comparativo do Fator de Recuperação vs tempo - oxig 21 e oxig 50% 
 
Fonte: próprio autor 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
39 
 
7 CONCLUSOES 
Analisando os resultados obtidos, para o estudo realizado no presente trabalho, pode-
se inferir que: 
 Com o fator de recuperação primário próximo de 1 é evidente a necessidade da 
utilização de projetos de recuperação especial de petróleo no reservatório 
estudado. 
 Aumentando a vazão de injeção de ar se tem um aumento do fator de recuperação 
do óleo, no caso estudado a melhor opção é injeção de 15.000 m³std/dia (oxigênio 
50%) resultando num fator de recuperação de aproximadamente 59%. 
 Aumentar a vazão de injeção de ar faz com que a chegada do banco de óleo se 
antecipe, adiantando assim a produção de óleo. 
 Com um fator de recuperação baixíssimo na recuperação primaria, passando para 
aproximadamente 59% na melhor das situações, o método de combustão in-situ, 
mostrou-se eficaz. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
40 
 
8 RECOMENDAÇÕES 
Objetivando uma análise mais completa e abrangente do estudo realizado, propõem-
se as seguintes recomendações: 
 Utilizar outros tipos de malhas para comprar os resultados obtidos. 
 Testar outras configurações de poços. 
 Testar vazões mais baixas de ar com concentrações maiores de oxigênio. 
 Realizar um Estudo de Viabilidade Técnica e Econômica (EVTE), pois nem sempre 
o melhor resultado irá trazer o melhor Valor Presente Líquido (VPL). 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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