TCC - Engenharia de petróleo

Prévia do material em texto

19
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
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
VILA VELHA
2019
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
 – 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 ()	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
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 avançaremem 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 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.
OBJETIVO
1.1 
1.2 
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 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.
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.
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.
BASES CONCEITUAIS
Serão abordados todos os meios necessários para o desenvolvimento e entendimento do leitor para uma melhor compreensão do tema discutido.
1.3 
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).
Onde 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.
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.
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.
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.
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 propriedadesda 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.
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).
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.
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;
· 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.
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.
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.
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).
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).
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/ar injetados, 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 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.
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).
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 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 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.
Toe-to-heel air injection ()
O processo “toe-to-heel air injection” (), 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 () 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 deóleo em poços horizontais. O ar injetado no poço vertical reage com o combustível formando a frente de combustão que desloca pelo 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 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).
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 através das rochas e da zona de água. No método toe-to-heel air injection (), 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 , 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” () 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 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.
METODOLOGIA DO TRABALHO
No presente trabalho foi utilizado o método toe-to-heel air injection () 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.
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.
1.4 
1.5 
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
	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:
Reação1: 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 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
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 e dos poços produtores.
Figura 9 – Visão 3D do reservatório
Fonte: próprio autor
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
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
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.
1.6 
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 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
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
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
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 paraaproximadamente 59% na melhor das situações, o método de combustão in-situ, mostrou-se eficaz.
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).
REFERÊNCIA
AGÊNCIA NACIONAL DE PETRÓLEO (ANP). Portaria ANP Nº 009 DE 21 DE Janeiro de 2000. Disponível em: <http://legislacao.anp.gov.br/?path=legislacao-anp/portarias-anp/tecnicas/2000/janeiro&item=panp-9--2000 >. Acesso em: 24 jun. 2019.
ALBOUDWAREJ, H.; FELIX, J.; TAYLOR, S. Highlighting heavy oil. Oilfield Review. Summer, 2006. Disponível em: <https://www.slb.com/~/media/Files/resources/oilfield_review/ors06/sum06/heavy_oil.pdf>. Acesso em: 28 set. 2018.
ARAÚJO, E. A. Análise da Produção de Óleo e Oxigênio na Aplicação do Processo de Combustão In-Situ. 2015. Tese de Doutorado (Pós-graduação em Ciência e Engenharia de Petróleo) – UFRN, Natal-RN, 2015.
ARAÚJO, E. A. Estudo do processo de combustão in-situ usando poços horizontais como produtores de óleo (toe-to-heel air injection). 2012a. Dissertação de Mestrado (Pós-graduação em Ciência e Engenharia de Petróleo) – UFRN, Natal-RN, 2012a. 
ARAÚJO, J. S. Estudo paramétrico do processo de combustão in situ como método de recuperação avançada de petróleo. 2012. Tese de Doutorado (Pós-Graduação em Ciência e Engenharia de Petróleo) – UFRN, Natal-RN, 2012b.
AWOLEKE, O. G. An Experimental Investigation of In-situ Combustion in Heterogeneous. SPE Internacional, 2007.
BARILLAS, J. L. M. Estudo do Processo de Drenagem Gravitacional de Óleo com Injeção Contínua de Vapor em Poços Horizontais. 2005. Dissertação de Mestrado (Engenharia Química) – Universidade Federal do Rio Grande do Norte, Rio Grande do Norte, 2005.
CASTANIER, L. M., BRIGHAM W. E. Upgrading of Crude Oil via In Situ Combustion: Jounal of Petroleum Science and Engineering, v. 39, 2002.
CATONHO, H. S. Estudo do processo de combustão in-situ em reservatórios maduros de óleos médios e leves (High pressure air injection), 2013. Dissertação (Mestrado em Ciência e Engenharia de Petróleo) – Universidade Federal do Rio Grande do Norte, Natal, 2013.
CHICUTA, A. M. Estudo Experimental Sobre Recuperação de Óleo Pesado Através da Combustão In-Situ. Dissertação de Mestrado (Ciências e Engenharia de Petróleo) – Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências, 2009.
CRUZ, R. O. M. Combustão in-situ: considerações sobre o projeto e simulações numéricas em escala de laboratório e de campo. 2010. 174f. Dissertação (Mestrado em Ciência e Engenharia de Petróleo) – Universidade Estadual de Campinas, Campinas, 2010.
DIETZ, D. N. Wet Underground Combustion, State of the Art: Journal of Petroleum Techonology. v. 22, May, 1970.
FAROUQ ALI, S.M. A Current Appraisal of In-Situ Combustion Field Tests. SPE Internacional, Abril, 1972.
FAROUQ ALI, S. M. Heavy Oil: evermore mobile. Journal of Petroleum Science & Engineering, 2002.
GERRITSEN, M., KOVSCEK, A., CASTANIER, L., NILSSON, J., YOUNIS, R., HE, B. Experimental Investigation and High Resolution Simulator of In-Situ Combustion. SPE Internacional, 2004.
GREAVES, M., TURTA, A. Oil field in-situ combustion process. United States Patent, n. 5, 1997.
GREAVES, M., XIA, T. X., TURTA, A. T., AYASSE, C. Recent Laboratory Results of THAI and Its Comparison with Other IOR Processes. SPE Internacional, 2000.
GREAVES, M, XIA, T. X, TURTA, A. T. Stability of Process – Theoretical and Experimental Observations. Journal of Canadian Petroleum Technology, v. 47, 2008.
KOK, M.V., KESKIN, C. Comparative Combustion Kinetics for In Situ Combustion Process, Thermochimica Acta, 2000.
LEWIS, J. O. Methods for Increasing The Recovery From Oil Sands. Washington: Government Printing Office, 1917.
ROJAS, J., RUIZ, J., VARGAS, J. Numerical Simulation of an Enhanced Oil Recovery Process of Toe to Heel Air Injection (THAI), SPE Internacional, Oman, 2010.
ROSA, A. J., CARVALHO, R. S., XAVIER, J, A. D. Engenharia de Reservatórios de Petróleo. Rio de janeiro: Editora Interciência, 2006.
SARATHI, P. S. In-Situ Combustion Handbook: Principles and Practices. United States Department of Energy Petroleum Technologies, Oklahoma Tulsa, 1999.
SHECAIRA, F. S., Branco, C. C. M., Souza, A. L. S., Pinto, A. C. C., Holleben, C. R. C., Johann, P. R. S. IOR: The Brazilian Perspective. SPE Internacional, 2002.
SILVA, R. R. C. Análise numérica dimensional aplicada a combustão in-situ (cis), 2010. Dissertação (Mestrado em Ciência e engenharia de Petróleo), Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociência, Universidade Estadual de Campinas, Campinas, 2010.
Wu, C. H., Fulton, P. F. Experiment simulation of the zones preceding the combustion front of an in-situ combustion process. Society of Petroleum Engineers Journal, March, 1971.