Engenharia de Reservatórios de Petróleo - ROSA - Capítulo 15

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15-1 
15. 
MÉTODOS ESPECIAIS DE RECUPERAÇÃO SE-
CUNDÁRIA 
Este capítulo, que trata dos métodos especiais de recuperação secundária, poderia ser inici-
ado com a seguinte pergunta: por que aplicar um método especial de recuperação? 
Um ponto de partida lógico quando se discute a aplicação de métodos especiais de recupe-
ração secundária é o exame da recuperação secundária convencional, já que esta explica o porquê da 
necessidade e da ocasião ideal daquela aplicação. A recuperação secundária convencional fornece 
indicações também de como os vários métodos especiais de recuperação secundária devem ser 
projetados para produzir parte do óleo deixado no reservatório após a recuperação convencional. 
O principal método convencional de recuperação secundária é a injeção de água, que pos-
sui vantagens sobre outros mecanismos de recuperação secundária. A água é relativamente barata 
para se obter e para se injetar, e funciona bem no deslocamento do óleo de um reservatório. A 
injeção de água foi primeiramente utilizada há mais de 100 anos, mas somente a partir dos anos 50 é 
que ganhou notoriedade, quando as aplicações práticas de campo aumentaram rapidamente. Em um 
determinado campo ou mesmo país é comum o número de projetos de recuperação secundária 
convencional aumentar até atingir um pico e depois declinar. Isso ocorre porque deixam de haver 
reservatórios adequados para a aplicação desses métodos, em termos econômicos. Nesse ponto surge 
a questão de como fazer para manter ou reduzir a taxa de declínio das vazões de produção. Uma 
resposta seria recuperar parte do óleo deixado pela recuperação secundária convencional. 
Embora as crises de energia e a falta de novos candidatos aos métodos convencionais de 
recuperação secundária sejam razões importantes para o desenvolvimento de métodos especiais de 
recuperação, há ainda uma outra razão muito importante. Muitos daqueles campos nos quais foi 
iniciada a injeção de água há algum tempo acabam então atingindo estágios avançados de recupera-
ção. Alguns acabam ficando próximos do seu limite econômico e os poços têm que ser tamponados 
e abandonados. Torna-se portanto evidente que a recuperação secundária especial precisa ser 
aplicada enquanto os poços existentes e os equipamentos de superfície estão ainda intactos e 
utilizáveis, já que poucos reservatórios candidatos são tão atraentes a ponto de permitirem a 
perfuração de novos poços e a substituição de equipamentos de superfície. Em geral, os lucros 
comparativamente menores obtidos com a recuperação especial são devidos a uma menor recupera-
ção de óleo, em relação à recuperação convencional, e aos custos de investimento e de operação 
relativamente maiores. A maioria dos métodos especiais de recuperação é pesadamente penalizada 
com os custos de produtos químicos e/ou custos de equipamentos. 
Métodos Especiais de Recuperação Secundária 15-2 
15.1. Reconhecimento dos Reservatórios Candidatos 
A recuperação especial é aplicável a muitos dos campos de óleo existentes. Os engenhei-
ros, os geólogos e o pessoal de produção, em todos os níveis organizacionais da empresa, devem 
fazer um esforço para reconhecer aqueles campos, sob sua supervisão, que são candidatos à aplica-
ção de métodos especiais de recuperação secundária. As decisões do dia-a-dia de trabalho dos 
técnicos responsáveis pelo gerenciamento da produção de um reservatório de óleo podem influenci-
ar significativamente na questão de se um projeto deve ser implantado ou não, e, se implantado, se 
terá sucesso ou não. A decisão de tamponar e abandonar poços, as condições nas quais os poços são 
deixados como resultado de tratamentos de “workover” ou de estimulação, a confiabilidade dos 
testes de produção, etc., podem ser todos fatores que influenciam a avaliação e a aplicação da 
recuperação especial. Por exemplo, um programa de recuperação especial é virtualmente impossível 
de ser implantado se um número demasiado de poços for tamponado em um campo ou reservatório 
com perspectivas dessa aplicação. 
O reconhecimento de campos que são candidatos à recuperação especial requer, em geral: 
(a) familiaridade completa com cada campo de óleo em uma determinada área; (b) compreensão dos 
métodos especiais de recuperação secundária. A injeção de água tem sido e é o agente de recupera-
ção secundária universal. Não há um método especial semelhante `a injeção de água, aplicável à 
maioria dos reservatórios. A aplicação de técnicas especiais de recuperação secundária a um 
reservatório específico requer a análise de todos os métodos disponíveis para se selecionar o mais 
adequado. 
15.2. Por Que Aplicar a Recuperação Especial?1 
Para entender o objetivo dos métodos especiais de recuperação secundária é necessário 
continuar a examinar a recuperação secundária convencional e a injeção de água em particular. A 
fração de óleo recuperada com a injeção de água é uma função dos seguintes fatores de eficiência: 
(a) eficiência de varrido horizontal ou areal; (b) fator de contato; (c) eficiência de deslocamento. 
Essa abordagem simplificada admite que o reservatório seja composto por uma única camada, com 
as propriedades médias do reservatório real. Um outro método de cálculo da recuperação de óleo 
admite que o reservatório seja formado de várias camadas com diferentes propriedades. Neste caso 
cada camada é tratada independentemente, resultando em uma eficiência de varrido diferente para 
cada uma. Esses métodos foram apresentados no Capítulo 14. 
A Figura 15.1 ilustra os fatores de eficiência que influenciam na fração de óleo recuperada 
por injeção de água. A compreensão desses fatores pode explicar a recuperação que é obtida através 
de um projeto de injeção de água e porque parte do óleo é deixada no reservatório. Os métodos 
especiais de recuperação secundária tentam melhorar os fatores de eficiência e recuperar uma parte 
adicional do óleo remanescente. 
 
 
1
 As Seções 15.1 e 15.2 incluem um resumo do artigo técnico de Herbeck, E. F., Heintz, R. C. & Hastings, J. R., Fundamen-
tals of Tertiary Oil Recovery, Pet. Engineer, Jan. 1976, cuja reprodução foi autorizada pela SPE-AIME. 
Adalberto J. Rosa, Renato de S. Carvalho e José A. Daniel Xavier 15-3 
A
Eficiência de
varrido horizontal
Óleo residual
Eficiência de deslocamento
Fator de
contato
A
B
B
ÓleoÁgua
ÓleoÓleo
 
Figura 15.1 – Fatores de eficiência que afetam a fração de óleo recuperada por injeção de água. Reproduzida 
de Herbeck, E. F., Heintz, R. C. & Hastings, J. R., Fundamentals of Tertiary Oil Recovery, Pet. Engineer, Jan. 
1976, Copyright  1976, com permissão de SPE-AIME. 
15.2.1. Eficiência de varrido horizontal 
Conforme foi discutido no Capítulo 14, a eficiência de varrido horizontal é a fração da á-
rea de uma malha de injeção que é varrida ou invadida pela água. Isso está exemplificado na Figura 
15.1 pela malha de 5 pontos, onde a água varreu a maior parte – mas não toda – a área da malha. 
Áreas não varridas relativamente grandes permanecem após a injeção ter sido abandonada. A 
eficiência de varrido horizontal é função da razão de mobilidades entre o fluido injetado (água) e o 
fluido deslocado (óleo). A razão de mobilidades é definida como: 
 
deslocadofluidodoMobilidade
injetadofluidodoMobilidadeM = . (15.1) 
A mobilidade de um determinado fluido é a razão entre a permeabilidade efetiva a esse fluido e a 
sua viscosidade. Portanto, a razão de mobilidades é dada por: 
 
o
o
w
w
oo
ww
k
k
k
k
M
µ
µ
=
µ
µ
= )/(
)/(
. (15.2) 
Um valor de 1 para M significa que a água injetada e o óleo do reservatório podem fluir através do 
meio poroso com a mesma facilidade ou mobilidade. Quando M apresenta um valor igual a 10, por 
exemplo, implica que a capacidade da água fluir é 10 vezes maior que a do óleo. 
Conforme apresentado no Capítulo 14, o efeito da razão de mobilidades sobre a eficiência 
de varrido tem sido estudado extensivamente com a ajuda de modelos de reservatóriocom diferentes 
malhas de injeção. Quando a razão de mobilidades é alta, a água ou qualquer outro fluido injetado 
Métodos Especiais de Recuperação Secundária 15-4 
tende a se mover através do óleo na direção dos poços produtores, deixando parte da área do 
reservatório sem ser invadida (varrida). Assim, as maiores eficiências de varrido horizontal são 
alcançadas com razões de mobilidades baixas. Por isso, são comumente usados os termos razão de 
mobilidades favorável e razão de mobilidades desfavorável. Uma razão de mobilidades M menor do 
que 1 é considerada favorável, enquanto razões de mobilidades maiores que 1 são consideradas 
desfavoráveis. 
Se o propósito de um projeto de recuperação secundária especial é aumentar a eficiência de 
varrido horizontal, isso deve ser feito diminuindo-se a razão de mobilidades. Somente os projetos de 
injeção de água com razões de mobilidades desfavoráveis podem ser considerados candidatos à 
melhoria da razão de mobilidades. Uma inspeção da fórmula que define a razão de mobilidades, Eq. 
(15.2), indica que aumentando a viscosidade da água injetada (µw) e/ou reduzindo a viscosidade do 
óleo do reservatório (µo), a razão de mobilidades diminuirá e melhorará a eficiência de varrido 
horizontal. 
Os métodos especiais de recuperação usados para melhorar a eficiência de varrido são a in-
jeção de polímeros e os métodos térmicos. Os polímeros aumentam a viscosidade da água injetada e 
os métodos térmicos aplicam calor ao reservatório, reduzindo a viscosidade do óleo. 
15.2.2. Fator de contato 
O fator de contato é a fração do volume varrido que foi atingida ou contatada pelo fluido 
injetado, podendo então ser expresso por: 
 
ioreservatórdototalridovarVolume
águapelacontatadoioreservatórdoVolume
contatodeFator = . (15.3) 
O fator de contato está ilustrado na Figura 15.1 através de uma seção transversal que passa 
pelo poço injetor A e pelo poço produtor B. Nessa seção transversal estão mostrados o reservatório 
varrido pela água e o banco de óleo. Como se pode observar, nem toda a região varrida foi contatada 
pela água. Regiões ultrapassadas ou ilhas foram deixadas para trás. Essa ultrapassagem pode ser 
causada por falhas, lentes, barreiras de folhelhos, variações de permeabilidade ou outras heteroge-
neidades do reservatório. O fator de contato aproxima-se de 100% em um reservatório de areia 
limpa e homogênea. Valores entre 75% e 90% são considerados comuns em reservatórios típicos. 
A determinação do fator de contato antes de se implantar um projeto de injeção de água é 
difícil e na maioria dos casos é somente uma aproximação. A melhor estimativa é feita por uma 
análise de desempenho realizada depois que a injeção de água é completada. 
É usual se admitir que regiões do reservatório que foram ultrapassadas durante a recupera-
ção secundária convencional também serão ultrapassadas durante operações de recuperação especi-
al. A ultrapassagem resultante de estratificação com variação de permeabilidade é uma exceção a 
essa suposição. Nesse caso, um método de recuperação especial que diminua a razão de mobilidades 
pode melhorar o fator de contato. 
Em reservatórios estratificados, além da eficiência de varrido horizontal e do fator de con-
tato, pode ser usada também a eficiência de varrido vertical como uma medida da eficiência de 
recuperação do óleo. 
15.2.3. Eficiência de deslocamento 
A eficiência de deslocamento é ilustrada na Figura 15.1 por uma vista ampliada de uma 
amostra do reservatório. Essa amostra foi retirada de uma parte do reservatório que foi varrida e 
Adalberto J. Rosa, Renato de S. Carvalho e José A. Daniel Xavier 15-5 
contatada pela água injetada. Um exame microscópico mostraria que a água deslocou a maior parte 
do óleo da amostra, mas que uma parte foi aprisionada como óleo residual. A eficiência de desloca-
mento pode ser definida como sendo a fração da saturação de óleo original que foi deslocada dos 
poros pela água. Nesse caso a eficiência de deslocamento é expressa pela relação: 
oi
oro
D S
SS
inicialóleodeSaturação
residualóleodeSaturaçãoinjeçãodainícionoóleodeSaturaçãoE −=−= . (15.4) 
Se a injeção de água é iniciada com o reservatório ainda subsaturado a eficiência de deslocamento é 
calculada por: 
 
oi
oroi
D S
SS
inicialóleodeSaturação
residualóleodeSaturaçãoinicialóleodeSaturaçãoE −=−= . (15.5) 
Alguns autores usam a seguinte definição para a eficiência de deslocamento: 
 oroD SSresidualóleodeSaturaçãoinjeçãodainícionoóleodeSaturaçãoE −=−= , (15.6) 
ou, quando a injeção é iniciada com o reservatório ainda subsaturado: 
 oroiD SSresidualóleodeSaturaçãoinicialóleodeSaturaçãoE −=−= . (15.7) 
Por que existe uma saturação residual de óleo? Por que a água não desloca todo o óleo? A 
Figura 15.2 ajuda a responder essas questões, mostrando como as forças capilares que provocam o 
deslocamento do óleo pela água também provocam o aprisionamento de uma saturação de óleo 
residual. Essas forças capilares, que também fazem a água ascender em tubos de vidro de pequeno 
diâmetro, conforme discutido no Capítulo 2, atuam através da interface água-óleo. 
Óleo
Água
Água
Condições iniciais
Durante o deslocamento
Após o deslocamento
Água
Óleo
Óleo
Óleo
 
Métodos Especiais de Recuperação Secundária 15-6 
Figura 15.2 – Poro idealizado mostrando como as forças capilares deslocam o óleo e ao mesmo tempo 
aprisionam o óleo residual. Reproduzida de Herbeck, E. F., Heintz, R. C. & Hastings, J. R., Fundamentals of 
Tertiary Oil Recovery, Pet. Engineer, Jan. 1976, Copyright  1976, com permissão de SPE-AIME. 
A Figura 15.2 é um modelo idealizado de dois espaços porosos que têm entradas e saídas 
comuns. No diagrama superior a água se move através de um canal de entrada e está prestes a entrar 
em ambos os poros. As forças capilares na interface água-óleo arrastam a água para a frente e fazem 
com que ela se mova em ambos os poros, superior e inferior, deslocando o óleo à medida que se 
move. Essa ação admite que as paredes dos poros (que são na realidade rocha-reservatório) sejam 
molhadas preferencialmente pela água. 
O diagrama central mostra que a água deslocou todo o óleo do espaço poroso menor, mas 
somente uma parte do óleo do poro maior. A água se move mais rapidamente através do poro menor 
porque o seu diâmetro menor aumenta a força capilar2 e porque o volume de óleo deslocado pela 
água é muito menor. A água, movendo-se mais rapidamente através do poro menor, atingirá a saída 
comum antes que todo o óleo seja deslocado do poro maior (superior). Uma força capilar então é 
exercida na extremidade a jusante do poro maior e o deslocamento do óleo cessa, trapeando-o entre 
as duas interfaces. 
O diagrama inferior da Figura 15.2 representa o óleo aprisionado, depois que todas as for-
ças capilares atingiram o equilíbrio. O caminho de fluxo de água foi estabelecido através do espaço 
poroso menor e a injeção de água contínua não pode desalojar o óleo trapeado. As forças dinâmicas 
de água fluindo do poço injetor em direção ao poço produtor tenderão a mover a gota de óleo na 
direção do fluxo de água, mas essas forças exercem um diferencial de pressão pequeno considerando 
a curta distância de um comprimento de poro e elas não podem deslocar o óleo para fora. 
O deslocamento do óleo, como foi aqui explicado, acontece centenas de vezes em cada me-
tro cúbico de rocha-reservatório, deixando para trás 15% a 40% do volume de poros preenchidos 
com óleo residual. A maior parte do óleo não recuperado após a injeção de água é deixada na forma 
de gotas microscópicas de óleo residual. Tipicamente, o óleo residual representa de 60% a 90% de 
todo o óleo remanescente depois de um projeto de injeção de água. Os outros 40% a 10% do óleo 
permanecem nos bolsões não varridos ou nas regiões ultrapassadas. Assim, a maior ênfase no 
desenvolvimento de métodos especiais de recuperação tem sido no sentido de recuperar o óleo 
residual. O óleo residual pode ser recuperado pela injeção um fluido miscível com o óleodo 
reservatório. Miscível simplesmente significa misturável e miscibilidade é a capacidade de duas ou 
mais substâncias de se misturarem e formarem uma só fase homogênea. Se dois fluidos miscíveis, 
querosene e óleo, por exemplo, são colocados em um recipiente, eles se misturam um no outro sem 
qualquer interface. Sem interface não há forças capilares e a gota de óleo mostrada na Figura 15.2 
pode ser desalojada pelas forças dinâmicas ou viscosas. 
___________________________ 
Exemplo 15.1 – Considere uma gota de óleo penetrando em uma restrição de um poro, como 
mostrado na Figura 15.3. 
 
2
 Vide Capítulo 2 − Capilaridade. 
Adalberto J. Rosa, Renato de S. Carvalho e José A. Daniel Xavier 15-7 
R2 R1
po
pw1
pw2
Fluxo de água Óleo Água
 
Figura 15.3 – Gota de óleo penetrando em uma restrição de um poro - Exemplo 15.1. 
Admita os seguintes dados adicionais: 
Raio de curvatura no ponto 1.................................................. R1 = 9×10−4 cm 
Raio de curvatura no ponto 2.................................................. R2 = 4×10−3 cm 
Comprimento da gota de óleo................................................. L = 4×10−2 cm 
Tensão interfacial entre a água e o óleo ................................ σwo = 30 dina/cm 
Calcular o gradiente de pressão necessário para se vencer as forças capilares e comparar com o 
gradiente prático de campo, que é de cerca de 0,005 kgf/cm2/cm. 
Solução: 
Utilizando-se a equação de Plateau, as pressões capilares nos pontos 1 e 2 podem ser calcu-
ladas pelas expressões: 
1
11
2
R
ppp wowoc
σ
=−= 
e 
2
22
2
R
ppp wowoc
σ
=−= . 
Então, o gradiente de pressão necessário para vencer as forças capilares é dado por: 
cmcmkgf0,005 » cm/cmkgf
RRLL
pp
L
p woww ///3,1112 22
21
12
=





−
σ
=
−
=
∆
. 
Como pode ser observado, o gradiente de pressão necessário para se vencer as forças capi-
lares é incomparavelmente maior que o gradiente prático de campo. 
___________________________ 
 
Enquanto os laboratórios de pesquisa de muitas companhias de petróleo estão desenvol-
vendo e/ou aperfeiçoando métodos especiais de recuperação, é freqüentemente função dos engenhei-
ros, dos geólogos e do pessoal de produção que trabalham em um determinado campo reconhecer se 
há um reservatório candidato à recuperação especial. Os candidatos a esse tipo de projeto devem ser 
estudados, estimando-se então os volumes de óleo deixados após a injeção de água e se esse óleo foi 
deixado como óleo residual ou como óleo não varrido. Esse tipo de estudo determina o tipo de 
recuperação especial a ser aplicado. 
Não há uma maneira simples de se determinar onde o óleo remanescente é deixado após a 
injeção de água. A razão de mobilidades dá uma idéia da eficiência de varrido e um estudo geológi-
co pode ser um guia a respeito do fator de contato. A chave para um estudo de recuperação especial, 
entretanto, é determinar a saturação de óleo residual após a injeção de água. Para se obter a satura-
Métodos Especiais de Recuperação Secundária 15-8 
ção residual de óleo pode ser necessária a retirada de amostras de testemunhos a partir de perfura-
ções realizadas na parte do reservatório varrida pela água. Barriletes com testemunhos pressuriza-
dos, técnicas que usam traçadores químicos e vários métodos de perfilagem podem ser usados em 
combinação com análises convencionais de amostras de testemunho para se estimar mais precisa-
mente os valores de óleo residual. 
Nas seções seguintes serão apresentados com mais detalhes os vários métodos especiais de 
recuperação secundária, que podem ser classificados como: 
a) Métodos miscíveis 
• Injeção de hidrocarbonetos 
• Injeção de banco miscível de GLP 
• Injeção de gás enriquecido 
• Injeção de gás pobre a alta pressão 
• Injeção de CO2 
b) Métodos térmicos 
• Injeção de fluidos quentes 
• Injeção de água quente 
• Injeção de vapor d’água 
• Combustão “in-situ” 
c) Métodos químicos 
• Injeção de polímero 
• Injeção de solução micelar 
• Injeção de solução ASP (Álcali-Surfactante-Polímero) 
 
O custo dos fluidos a serem injetados, bem como os custos operacionais, são geralmente al-
tos para a maioria dos métodos especiais de recuperação secundária. Por isso, um estudo geológico e 
de engenharia detalhado a respeito do reservatório candidato à aplicação do método deve ser feito 
para se determinar a sua viabilidade técnica e econômica. Testes de laboratório, usando amostras de 
testemunhos e óleo do próprio reservatório candidato, devem ser realizados para se estimar o 
comportamento da recuperação de óleo com a implementação do método. Também, um estudo de 
simulação numérica do reservatório deve ser feito, visando ajustar o histórico de produção e 
extrapolar o seu comportamento a partir do início do projeto. Além disso, a implantação de um 
projeto-piloto é recomendada, antes da extensão do processo para todo o reservatório ou campo. A 
comparação entre os resultados dos experimentos, da simulação numérica e do projeto-piloto 
possibilita maior segurança quanto à aplicação do método para o reservatório candidato como um 
todo. 
15.3. Métodos Miscíveis 
O deslocamento miscível pode ser definido como um processo de recuperação de óleo ca-
racterizado pela ausência de interface entre os fluidos deslocante e deslocado. A importância desse 
processo está relacionada com a sua habilidade em reduzir as forças capilares e interfaciais que, do 
Adalberto J. Rosa, Renato de S. Carvalho e José A. Daniel Xavier 15-9 
contrário, causariam a retenção do óleo no reservatório. A propriedade dos fluidos responsável por 
essa habilidade é a chamada miscibilidade. Dois ou mais fluidos são ditos miscíveis se, misturados 
em quaisquer proporções, produzem um sistema homogêneo, ou seja, composto de uma única fase. 
Excetuando-se a possibilidade de transformações químicas no processo de mistura, todos os gases 
são miscíveis entre si. Contudo, a miscibilidade entre dois líquidos depende da sua semelhança 
química e das condições de pressão e temperatura. Por essa razão, torna-se necessária a análise do 
comportamento de fases no sistema em estudo. 
15.3.1. Comportamento de fases nos fluidos hidrocarbonetos 
A teoria do comportamento de fases será apresentada para vários tipos de sistema, desde os 
mais simples (componente único) até os mais complexos (multicomponentes). O petróleo, como se 
sabe, é uma complexa mistura, constituindo, portanto, um sistema multicomponente. 
a) Sistema com componente único (substância pura) 
A Figura 15.4 apresenta um diagrama p×V (pressão versus volume) típico para uma subs-
tância pura. 
IV
IIIII
I
C
G3
G2
G1
L3
L2
L1p1
pc
VL1
M
VG1
N
T4
T4
Tc
Tc
T3
T3
T2
T2
T1
T1
Vc Vs
S
< < < <
Pr
es
sã
o
Volume específico
 
Figura 15.4 – Diagrama pressão versus volume para uma substância pura. 
Com o auxílio de uma equação de estado pode-se construir um diagrama desse tipo para qualquer 
hidrocarboneto e prever as características de suas fases em uma dada condição de pressão e tempe-
ratura. No diagrama resultante, como na Figura 15.4, podem ser identificadas quatro regiões 
distintas: I – região de líquido; II – região bifásica; III – região de gás; IV – região supercrítica. O 
limite entre as regiões I e II é definido pela curva dos pontos de bolha (MC), entre as regiões II e III 
pela curva dos pontos de orvalho (CN), enquanto a região IV (fluido supercrítico) é formada pelos 
pontos onde a pressão e a temperatura são maiores que a pressão e a temperatura críticas, respecti-
vamente. A curva MCN é o chamado envelope de fases ou envoltória e C é o ponto crítico. 
Métodos Especiais de Recuperação Secundária 15-10 
No envelope de fases a condição para que uma fase líquida coexista com uma fase gasosa 
em equilíbrio é que ambas estejam à mesma pressão e temperatura. Com efeito, as isotermas dentro 
do envelope de fases são horizontais (isóbaras), o que significa que, tomando como exemplo a 
temperaturaT1: 
(a) O gás G1, que ocupa um volume específico (volume/mol) VG1, pode ser condensado isobarica-
mente até o líquido L1, passando a ocupar VL1 < VG1. 
(b) O líquido L1, que ocupa o volume VL1, pode ser vaporizado (ou “fervido”) isobaricamente até o 
gás G1, ocupando então o volume VG1. 
(c) Se o processo (a) ou (b) for interrompido em algum ponto intermediário, S, por exemplo, o 
sistema total ocupará um volume específico VS e conterá L1 e G1 em equilíbrio. Os volumes es-
pecíficos das fases líquida e gasosa em equilíbrio serão VL1 e VG1, respectivamente. 
Com o aumento da temperatura, L e G correspondentes são cada vez mais próximos: o lí-
quido se torna menos denso e o gás mais denso. A partir do ponto crítico não há mais distinção entre 
líquido e gás, só existindo o chamado fluido crítico. 
b) Sistema com dois componentes 
Misturando-se uma substância pura a uma segunda substância pura acrescenta-se uma nova 
variável ao problema: a proporção de mistura, ou seja, a composição. Fixando-se a composição 
global do sistema pode-se construir um diagrama p×V como o da Figura 15.5, de modo que as suas 
características possam ser previstas sob várias condições. 
400
300
300
 ºF
350
 º
400
 º
425
 º
450
 º
454
 ºF
200
0,1 0,2 0,3 0,4
Volume específico
Pr
es
sã
o 
(
)
ps
ia
Curva dos pontos de orvalho
Composição constante
Ponto crítico
C u
rv
a
 
do
s 
p o
n
to
s 
de
 
b o
lh
a
 
Figura 15.5 – Diagrama pressão versus volume para um sistema com dois componentes. 
O resultado é semelhante ao da Figura 15.4: em uma dada condição p e T pode-se saber se o sistema 
estará no estado líquido, gasoso, bifásico ou supercrítico. Todavia, dentro do envelope de fases nota-
se uma diferença básica: as isotermas não são isóbaras, o que significa que o líquido e o vapor 
ligados por cada uma delas não podem estar em equilíbrio. Isso pode ser melhor visualizado na 
Figura 15.6, onde é mostrado um diagrama pressão versus composição à temperatura constante T. O 
envelope possui as extremidades A e B. O líquido e o vapor que coexistem em equilíbrio à pressão 
Adalberto J. Rosa, Renato de S. Carvalho e José A. Daniel Xavier 15-11 
pz têm composições x e y, respectivamente. Ainda nessa figura pode-se observar que à temperatura T 
a condição de miscibilidade dos fluidos A e B é p < pB ou p > pA. 
A
Vapor
0 25 50 75 100
Miscibilidade
Miscibilidade
Líquido + vapor
Composição (% em peso do componente menos volátil)
Temperatura = T
Líquido
Curva
 de
 orvalho
Curva
 de
 bolha
BpB
pA
pz
Pr
e
ss
ão
y x
 
Figura 15.6 – Diagrama pressão versus composição para um sistema com dois componentes. 
c) Sistema com três componentes 
Provavelmente o diagrama mais importante usado no estudo do comportamento de fases de 
um sistema com três componentes é o diagrama ternário mostrado na Figura 15.7. 
A
BC
90
80
70
60
50
40
4030
20
10
10
2020 30
50 50
60
70
80
90
60
70
80
90
10
D
10
 
Figura 15.7 – Diagrama ternário para três componentes. 
O diagrama é traçado para p e T constantes. Os vértices representam os componentes puros A, B e 
C. Um ponto sobre um dos lados representa uma mistura binária entre os componentes localizados 
Métodos Especiais de Recuperação Secundária 15-12 
nos vértices adjacentes a esse lado. Pontos no interior do triângulo representam misturas ternárias. 
Em um ponto qualquer do diagrama, a percentagem de cada componente na mistura representada 
pode ser lida na escala que parte do lado oposto ao vértice que representa. Por exemplo: a composi-
ção da mistura representada pelo ponto D é 32% de A, 29% de B e 39% de C. 
A Figura 15.8 mostra a caracterização das regiões de fases em um diagrama ternário. O 
ponto C é o equivalente ao ponto crítico, sendo denominado na literatura como “plait point”. 
A
C
m
G Gás
Misturas críticas
miscíveis com gás
L
B
100% C1
100% − C6C2100% +C7 n
2 fases
Líquido Misturas críticasmiscíveis com líquido
 
Figura 15.8 – Caracterização das regiões de fases em um diagrama ternário. 
A Figura 15.9 ilustra uma outra característica dos diagramas ternários: qualquer mistura en-
tre dois fluidos terá composição global definida por um ponto situado sobre a linha que une os 
pontos representativos desses dois fluidos. 
Adalberto J. Rosa, Renato de S. Carvalho e José A. Daniel Xavier 15-13 
A
CP
m
G
Gás T F = 160 º
p psia = 3.000 
Misturas críticas
miscíveis com gás
B
C1
C4C10 n
2 fases
Líquido
L
YZ
X
 
Figura 15.9 – Determinação da composição da mistura final em um diagrama ternário. 
O ponto exato será determinado pela proporção de mistura dos fluidos de partida. Por exemplo: 
misturando-se os fluidos X e Y na proporção de 1/3:2/3, o sistema resultante terá a composição dada 
pelo ponto Z. Note-se que o comprimento do segmento de reta 
____
ZY será 1/3 da distância total 
____
XY 
e 
____
XZ será 2/3 de 
____
XY . Isso significa que a posição final da mistura será definida na razão inversa 
das proporções de mistura. À primeira vista isto pode parecer estranho mas, por outro lado, faz 
sentido que, se Z contém mais Y do que X, tenha composição mais próxima de Y do que de X. Na 
verdade, com um simples balanço de materiais pode-se provar que a composição total Z de uma 
mistura de outras duas misturas X e Y situa-se sobre o segmento de reta que une X a Y, e que a 
exata posição de Z sobre o segmento é dada por: 
 
X
Y
n
n
ZY
XZ
=
____
____
, (15.8) 
onde nX e nY são, respectivamente, os números de mols das misturas X e Y. 
 A partir da Figura 15.8 e da Figura 15.9 pode-se concluir que, sempre que o segmento de 
reta que liga os pontos representativos das composições de partida estiver inteiramente fora do 
envelope de fases, haverá miscibilidade. 
A Figura 15.10 mostra em um diagrama ternário as chamadas linhas de amarração para as 
fases líquido e vapor (gás) em equilíbrio. Por exemplo, um ponto situado sobre a linha L2 – V2, 
dentro do envelope de fases, representa um sistema bifásico, onde o líquido tem composição L2 e o 
vapor V2. 
Métodos Especiais de Recuperação Secundária 15-14 
V1
V2
V3
V4
L4L3L2
L1
n-C10
C1
n-C4
 
Figura 15.10 – Envelope de fases para um sistema composto de metano, n-butano e n-decano à temperatura de 
280 oF e pressão de 1.000 psia. 
A Figura 15.11 apresenta um progressivo encolhimento do envelope de fases à medida que 
a pressão aumenta. Acima da pressão p(e) não há mais região bifásica. 
C1
n-C10
n-C10 n-C4
n-C4
T = constante
p a( )
p b( )
p c( )
p d( )
p e( )
Y c( )X c( )
X b( )
X a( )
Y b( )
Y a)(
 
Figura 15.11 – Efeito da pressão no comportamento de fases de um sistema com três componentes. 
d) Sistemas multicomponentes 
À medida que o número de componentes aumenta torna-se mais difícil ilustrar o compor-
tamento das fases como função da composição em um diagrama. Para melhor visualização, nesses 
casos adota-se como artifício o uso de diagramas pseudoternários. Os fluidos hidrocarbonetos são 
considerados como misturas de três pseudocomponentes: leves (geralmente C1, podendo incluir 
também N2 e CO2); intermediários (geralmente C2 – C6, podendo incluir CO2 e H2S) e pesados 
(geralmente C7+). A Figura 15.12 e a Figura 15.13 mostram diagramas desse tipo. 
Adalberto J. Rosa, Renato de S. Carvalho e José A. Daniel Xavier 15-15 
C7+
C1
C2 − C6
L1
L2 L3
V1
V2
V3 n
C
Região de 1 fase
(miscível)
Região de 2 fases
(imiscível)
m
 
Figura 15.12 – Diagrama pseudoternário a alta pressão (4.000 psia). 
V1
V2
V3
L1
C
n
mC7+
C1
C2 − C6
L2
L3
Região de 2 fases
(imiscível)
Região de 1 fase
(miscível)
 
Figura 15.13 – Diagrama pseudoternário a baixa pressão (2.000 psia). 
As demais características do diagrama ternário são válidas para o pseudoternário. No estudo do 
deslocamento miscível em reservatórios adota-se o diagrama pseudoternário, pois é este o diagrama 
mais abrangente no sentido de representar as diversas composições possíveis encontradas no 
petróleo. A Figura 15.8, por exemplo,é na verdade um diagrama pseudoternário. 
Métodos Especiais de Recuperação Secundária 15-16 
15.3.2. Injeção de hidrocarbonetos3 
Os métodos miscíveis baseados na injeção de hidrocarbonetos utilizam misturas de hidro-
carbonetos leves para comporem o fluido a ser injetado no reservatório. Geralmente esses métodos 
são classificados em: injeção de banco de GLP, injeção de gás enriquecido e injeção de gás pobre a 
alta pressão. 
a) Injeção de banco de GLP 
Qualquer hidrocarboneto líquido, como nafta, querosene ou gasolina, é miscível com um 
óleo de reservatório típico. Também miscíveis com os óleos de reservatórios são os chamados gases 
liqüefeitos de petróleo (GLP), compostos por etano, propano ou butano, ou ainda uma combinação 
destes componentes. Esses hidrocarbonetos líquidos apresentam o que se chama de miscibilidade ao 
primeiro contato, o que implica que são miscíveis com o óleo assim que os mesmos entram em 
contato. O seu uso, no entanto, em geral não é economicamente viável. Quando a idéia de um agente 
miscível ao primeiro contato foi desenvolvida, o propano era abundante e barato no mercado, 
tornando-se então o agente mais usado nesse método especial de recuperação secundária. O método 
ficou conhecido como processo propano ou processo banco de propano. 
O processo de deslocamento consiste na injeção de um banco de GLP convenientemente 
dimensionado, que se destina a deslocar o banco de óleo formado à sua frente em direção aos poços 
de produção, conforme ilustra esquematicamente a Figura 15.14. 
Óleo residual
Água conata
Frente miscível entre o
GLP e o óleo
Frente miscível entre o
gás e o GLP
Ág
u
a
 
Figura 15.14 – Representação esquemática da injeção de banco de GLP. Reproduzida de Herbeck, E. F., 
Heintz, R. C. & Hastings, J. R., Fundamentals of Tertiary Oil Recovery, Pet. Engineer, Feb. 1976, Copyright 
 1976, com permissão de SPE-AIME 
O banco de GLP, por sua vez, é deslocado por um gás seco. Em vista da grande mobilidade deste 
último, costuma-se injetar alternadamente bancos de gás e de água, de modo a melhorar a eficiência 
de varrido. Além do banco de óleo, a água proveniente de um projeto de injeção anteriormente 
aplicado move-se à frente e é produzida. O processo em que são injetados alternadamente bancos de 
água e de gás é denominado WAG, originário do inglês “Water-Alternating-Gas”. 
Analisando a Figura 15.15 observa-se que o óleo do reservatório, de composição O, pode 
ser deslocado miscivelmente pelo GLP, de composição L. Este, por sua vez, será também miscível 
com o gás deslocante G. Naturalmente isso só é possível porque na condição de pressão do diagra-
 
3
 A Seção 15.3.2 inclui resumos dos artigos técnicos de Herbeck, E. F., Heintz, R. C. & Hastings, J. R., Fundamentals of 
Tertiary Oil Recovery, Pet. Engineer, Feb./Mar. & Apr. 1976, cuja reprodução foi autorizada pela SPE-AIME. 
Adalberto J. Rosa, Renato de S. Carvalho e José A. Daniel Xavier 15-17 
ma o envelope de fases é suficientemente pequeno para não interceptar as linhas 
____
OL e 
____
LG . Isso 
configura uma pressão de reservatório mínima para aplicação do processo, que geralmente se situa 
entre 1.000 psia (70 kgf/cm2) e 2.000 psia (140 kgf/cm2), a depender da composição dos fluidos 
envolvidos e da temperatura do reservatório. 
O
G
L
C1
C2 − C6C7+
 
Figura 15.15 – Diagrama ternário mostrando miscibilidade imediata. 
Enquanto o banco de GLP estiver no estado líquido, a miscibilidade com o óleo do reserva-
tório será mantida. Para manter o propano no estado líquido, por exemplo, nas temperaturas típicas 
de reservatório é necessária uma pressão entre 200 psia (14 kgf/cm2) e 400 psia (28 kgf/cm2). Acima 
de sua temperatura crítica qualquer substância estará no estado gasoso, independentemente da 
pressão. Isso coloca um limite superior de temperatura no uso do processo, que para o propano é de 
206 oF (97 oC). 
No processo do banco de propano, no entanto, a pressão requerida não é de 200 psia (14 
kgf/cm2) a 400 psia (28 kgf/cm2), necessárias para mantê-lo líquido, mas um valor muito maior para 
manter a miscibilidade entre a borda traseira do banco e o gás que o desloca. A miscibilidade na 
borda traseira do banco é tão importante quanto na dianteira. Exatamente como o material do banco 
de GLP age para deslocar o óleo, o gás deve também manter o deslocamento desse banco à sua 
frente. Para um banco de propano e gás pobre, principalmente metano, a pressão está em torno de 
1.100 psia (77 kgf/cm2) a 1.300 psia (91 kgf/cm2) nos intervalos normais de temperatura de reserva-
tório. Isso coloca outra limitação sobre a aplicação do processo, devendo ser usado numa profundi-
dade suficiente para que a pressão necessária possa ser atingida sem fraturar o reservatório. Se o 
fluido utilizado for o propano, por exemplo, a profundidade da formação deve estar, ao menos, a 
1.500 ft (450 m), e possivelmente até 2.500 ft (750 m), para evitar exceder a pressão de fraturamento 
da formação com 1.300 psia (91 kgf/cm2). 
Se não se dispõe de gás natural, o nitrogênio (ar) ou gases de combustão podem ser usados 
para formar o banco de gás a ser injetado atrás do banco de GLP. Entretanto, nesses casos a pressão 
necessária para deslocar miscivelmente um banco de GLP é substancialmente maior. Em muitos 
casos a pressão é alta demais para aplicação prática. 
O dimensionamento do banco de GLP é um aspecto crucial do projeto. Se o banco for 
grande demais poderá tornar o projeto antieconômico. Se pequeno demais poderá ser ultrapassado 
pela frente de gás seco, o que ocasionará a quebra da miscibilidade. Costuma-se empregar bancos de 
GLP com volumes entre 2% e 10% do volume poroso, sendo 5% um valor típico. 
O banco de GLP desloca todo o óleo residual e a água móvel. A saturação de GLP se apro-
xima de 100% do volume poroso deslocável no banco miscível, resultando em uma permeabilidade 
Métodos Especiais de Recuperação Secundária 15-18 
efetiva muito alta. Semelhantemente, altas permeabilidades são experimentadas na frente gás−GLP. 
As baixas viscosidades e as altas permeabilidades ao gás e ao GLP se combinam para fornecer 
razões de mobilidades desfavoráveis (50 a 100), resultando então numa esperada baixa eficiência de 
varrido. Assim, se um banco de gás é injetado atrás do GLP e é seguido por água e gás, a permeabi-
lidade ao gás é reduzida e a razão de mobilidades total é melhorada. A água e o gás que seguem o 
banco de gás são injetados numa razão determinada por permeabilidades relativas, viscosidades e 
saturações de fluidos. 
O gás e a água deixam para trás uma saturação de gás residual que ocupa os poros anteri-
ormente preenchidos com óleo residual. O objetivo na seleção da razão água/gás é manter as 
velocidades de ambos iguais, de modo que o gás seja injetado na mesma velocidade em que é 
consumido como gás residual. Se é injetado gás demais, ele se move adiante da água e expande o 
banco de gás. O banco de gás expandido aumenta a razão de mobilidades total e reduz a eficiência 
de varrido. Se é injetada água demais, ela consome primeiro o banco de gás e então o banco de GLP 
como saturação residual de hidrocarbonetos. A recuperação de óleo em geral pode ser otimizada 
com um volume de banco de gás em torno de 5% do volume poroso. 
A injeção simultânea de gás e água foi tentada nas primeiras aplicações mas a experiência 
tem mostrado que isso é quase impossível. As permeabilidades relativas ao gás e à água, reduzidas, 
restringem a injeção a vazões muito baixas. Mesmo se a injeção simultânea fosse possível, não seria 
prática. O gás e a água tenderiam a segregar no poço de injeção, com o gás indo para a parte 
superior da formação e a água para a inferior. A melhor tentativa tem sido injetar gás alternadamente 
com a água usando períodos de vários dias para cada um desses fluidos. 
Aplicação 
As características de reservatório preferenciais para a aplicação do processo de banco mis-
cível de GLP são:• A profundidade mínima de reservatório de 1.500 ft (450 m) a 2.500 ft (750 m) é necessária para 
operar acima da pressão de miscibilidade. 
• A profundidade máxima é restringida pela temperatura do reservatório, que não deve exceder 
206 oF (97 oC) para o propano. 
• A viscosidade do óleo do reservatório deve ser baixa para se atingir uma razão de mobilidades 
aceitável. Normalmente um limite superior é de 5 a 10 cp. 
• Para reduzir a segregação gravitacional nos reservatórios a serem varridos horizontalmente é 
preferível ter formações relativamente pouco espessas. 
• Também porque a segregação gravitacional é mais severa com permeabilidades altas, as 
formações com menos de 50 md são melhores candidatas. 
Vantagens 
A principal vantagem do processo de injeção de GLP é que ele desloca essencialmente to-
do o óleo residual da rocha-reservatório que contata. A pressão requerida geralmente encontra-se em 
um intervalo inferior àquele necessário para outros métodos miscíveis. Pode, portanto, ser usado em 
reservatórios mais rasos. 
A injeção de GLP é aplicável a muitos reservatórios que, devido à composição do óleo, 
não podem ser miscivelmente varridos pelo processo de injeção de gás pobre ou gás enriquecido (a 
serem discutidos nos próximos itens desta seção) a uma pressão razoável. Pode ser empregada como 
método secundário ou terciário, tendo sido utilizada com sucesso após a injeção de água, deslocando 
o óleo residual que havia sido deixado no reservatório. 
Adalberto J. Rosa, Renato de S. Carvalho e José A. Daniel Xavier 15-19 
Desvantagens 
• As eficiências de varrido são normalmente baixas. 
• O banco de GLP é disperso à proporção que se move através do reservatório e se esta dissipa-
ção é suficientemente severa a miscibilidade com o óleo pode ser perdida. 
• O dimensionamento do banco é difícil e não há um modo prático de corrigir o tamanho depois 
que a injeção do banco já tenha ocorrido. Se ele é pequeno demais, parte do óleo recuperável é 
deixada no reservatório. Se superdimensionado, muito dinheiro é gasto desnecessariamente. 
• O GLP e o gás, sendo mais leves que o óleo, tendem a segregar gravitacionalmente e ultrapas-
sar o óleo. 
• O gás natural e o GLP normalmente estão em grande demanda e seus preços são altos. 
b) Injeção de gás enriquecido 
O processo miscível com gás enriquecido, também chamado de mecanismo de gás conden-
sado, é semelhante ao processo do banco de GLP quanto ao objetivo de se obter um deslocamento 
miscível do óleo do reservatório. De fato, representado na Figura 15.16, à primeira vista este 
processo é muito parecido com o de injeção de GLP. Contudo, o banco de gás enriquecido mostrado 
nessa figura não é prontamente miscível com o óleo do reservatório, como ocorre com o banco de 
GLP. A miscibilidade é atingida após um processo chamado de múltiplos contatos. Assim, muitas 
vezes esse processo é descrito como obtenção “in-situ” de um banco miscível. 
Óleo residual
Zona miscível formada por óleo
 enriquecido com a C C2 6
Água proveniente
da injeçãoB
an
co
 
de
 
gá
s
e
n
riq
u
e
cid
o
Gás pobre
Água conata
Ba
n
co
 
de
 
ól
e
o
 
Figura 15.16 – Injeção de gás enriquecido. Reproduzida de Herbeck, E. F., Heintz, R. C. & Hastings, J. R., 
Fundamentals of Tertiary Oil Recovery, Pet. Engineer, Mar. 1976, Copyright  1976, com permissão de SPE-
AIME. 
Para entender melhor esse processo, considere a Figura 15.17. O gás enriquecido G (relati-
vamente rico em C2 – C6) não é miscível com o óleo do reservatório O (pobre em C2 – C6). 
Métodos Especiais de Recuperação Secundária 15-20 
C1
Vq
Vp
V1
V2
L2L1Lp
Lq
M2M1
G
C
C2 − C6C7+
O
 
Figura 15.17 – Obtenção de miscibilidade no método de injeção de gás enriquecido. 
Ao primeiro contato eles formarão, por exemplo, a mistura M1, na região de duas fases. Esta, por 
sua vez, se repartirá no líquido L1 e no gás (vapor) V1. Note-se que V1 é mais pobre do que G, mas 
L1 é mais rico do que O. Diz-se então que o gás enriqueceu (perdeu componentes intermediários 
para) o líquido. O gás resultante (mais móvel) seguirá à frente do fluido deslocante, ultrapassando o 
óleo. O líquido L1 terá novo contato com o fluido deslocante G. Na mistura resultante, M2, o líquido 
L2 é ainda mais rico. Através de sucessivos contatos esse líquido será progressivamente enriquecido 
até atingir a composição C. Nesse ponto a miscibilidade terá sido atingida, formando-se então uma 
frente miscível entre o banco de óleo e o banco de gás enriquecido. Não há uma interface nítida 
entre o gás e o óleo, mas sim uma gradação nos fluidos, na proporção em que a composição varia 
desde o gás injetado até o óleo do reservatório. Uma posterior injeção de gás resulta em desloca-
mento do óleo à medida que o gás varre o óleo através da formação. 
À medida que o óleo é deslocado para longe do poço de injeção, quebras da frente miscível 
ocorrem, expondo óleo novo do reservatório ao gás injetado. Sempre que isso ocorre, a troca de 
componentes do gás para o óleo se repete, até que a miscibilidade seja novamente obtida. 
Quanto ao gás que ultrapassou o óleo, este prosseguirá fazendo contatos com o óleo O até 
atingir a composição Vq. Neste ponto, se o óleo for suficientemente subsaturado (mais pesado que 
Lq) o gás será completamente dissolvido. Se não, algum gás residual se acumulará na zona de óleo 
até ser varrido (e dissolvido) pelo gás enriquecido ou pelo gás seco que o desloca. 
Da análise anterior pode-se concluir que a composição do gás G é um parâmetro importan-
te na previsão de miscibilidade. A condição limite para que a miscibilidade seja atingida é que o 
ponto G se situe à direita da linha de amarração limite (tangente à envoltória no ponto C). 
Pelas mesmas razões apresentadas no processo de injeção de banco de GLP, se o gás enri-
quecido estiver sendo deslocado por gás seco, o banco do primeiro deverá ser convenientemente 
dimensionado, de tal maneira que a frente miscível possa ser mantida na maior parte da malha do 
projeto. Geralmente se usa um banco de gás enriquecido entre 10% e 20% do volume poroso do 
reservatório. 
Os efeitos da densidade dos fluidos são minimizados se o processo é aplicado para forma-
ções pouco espessas e de baixa permeabilidade. A melhor aplicação pode ser em formações que 
Adalberto J. Rosa, Renato de S. Carvalho e José A. Daniel Xavier 15-21 
tenham boa inclinação estrutural, com a injeção sendo feita de cima para baixo e o óleo sendo 
deslocado para baixo. A força da gravidade, então, manteria o gás acima do óleo, aumentando a 
eficiência de varrido e conseqüentemente a recuperação. 
Aplicação 
O processo de injeção de gás enriquecido é indicado para o deslocamento de óleos conten-
do pequenas quantidades de intermediários, a pressões moderadamente altas. As pressões mínimas 
normalmente encontram-se na faixa de 2.000 psia (140 kgf/cm2) a 3.000 psia (210 kgf/cm2). Os 
óleos de alto grau API (maior que 30) são os preferidos para se obter miscibilidade a pressões 
razoáveis. 
A razão de mobilidades neste processo de gás enriquecido é desfavorável. Para mantê-la 
em um intervalo aceitável a viscosidade do óleo do reservatório deve ser baixa, com um limite 
superior entre 5 e 10 cp. 
A segregação gravitacional pode ser um problema em reservatórios que são varridos hori-
zontalmente. 
Vantagens 
O processo de injeção de gás enriquecido, como o de GLP, desloca essencialmente todo o 
óleo residual da parte do reservatório com a qual entra em contato. Também oferece flexibilidade de 
projeto, já que a pressão necessária para desenvolver a miscibilidade pode ser elevada ou reduzida 
pela diminuição ou aumento da riqueza do gás. 
Caso haja perda da miscibilidade entre o óleo do reservatório e o gás enriquecido em um 
segmento do reservatório, ela será obtida novamente, desde que o banco de gás rico esteja presente e 
desde que as condições originais de temperatura e pressão estejam presentes. 
Em comparação com o processo de injeção de banco de GLP, o gás enriquecido– que usu-
almente é obtido pela mistura de propano e metano – tem um custo menor. Em alguns casos, o gás 
de um separador pode ser usado satisfatoriamente, tornando esse processo especialmente atraente 
em áreas onde não exista mercado para o gás. 
Em comparação com o processo de gás pobre a alta pressão (a ser discutido no próximo i-
tem), o de gás enriquecido desenvolve miscibilidade com um determinado óleo a uma pressão 
inferior e atinge miscibilidade com alguns óleos que não se tornariam miscíveis com gás pobre a 
uma pressão razoável. Pode ser aplicado em reservatórios mais rasos do que o método de gás pobre 
por causa da pressão requerida, que é inferior. 
O custo inferior do gás enriquecido, comparado ao do GLP, torna-o economicamente pos-
sível para uso em grandes bancos e minimiza problemas de projeto do banco. Com bancos maiores a 
miscibilidade é provavelmente mantida durante a invasão de uma grande parte da área da malha do 
projeto. 
A pressão necessária para produzir a troca de componentes do gás para o óleo e para de-
senvolver a miscibilidade entre os dois depende das composições do gás e do óleo, e da temperatura 
do reservatório. Para um determinado óleo na temperatura do reservatório, a pressão do reservatório 
ou a composição do gás enriquecido pode ser alterada para se obter miscibilidade. Isso permite uma 
considerável flexibilidade no projeto do processo. Aumentando-se a riqueza do gás pela adição de 
propano ou de GLP reduz-se a pressão requerida. 
A previsão das condições de miscibilidade pode ser feita através de correlações disponíveis 
na literatura, mas o recomendável é que sejam realizados testes de deslocamento em laboratório 
antes da preparação do projeto final. 
Métodos Especiais de Recuperação Secundária 15-22 
Desvantagens 
Entre as desvantagens do processo de gás enriquecido está o fato de que a razão de mobili-
dades adversa reduz a eficiência de varrido areal. Os “fingers” gravitacionais podem ser severos em 
reservatórios permeáveis espessos. 
Embora as dificuldades para dimensionar o banco adequado sejam diminuídas pelo uso de 
grandes bancos, elas não são eliminadas. A heterogeneidade da areia e os “fingers” viscosos e 
gravitacionais do gás tendem a dispersar a frente miscível e o banco de gás enriquecido. Como no 
processo do banco de GLP, não há um método prático de corrigir o tamanho do banco depois de ter 
sido iniciada a injeção do gás pobre. Um banco pequeno demais deixa óleo recuperável para trás e 
um banco superdimensionado fornece um fator de segurança mas representa um custo adicional. 
O processo de gás enriquecido, assim como outros métodos miscíveis baseados na injeção 
de hidrocarbonetos, têm a desvantagem do alto custo do gás. 
Considerações econômicas 
Os bancos de gás enriquecido variando de 10% a 20% do volume poroso são geralmente 
considerados adequados. Como se permite alguma flexibilidade no projeto do banco, os custos de 
injeção, para ao menos duas pressões diferentes do reservatório, devem ser estimados e comparados. 
O caso da pressão menor tem a vantagem de que um menor volume de gás (medido em condições-
padrão) é necessário para cada volume unitário de espaço poroso de reservatório, além de requerer 
menor custo de compressão. A pressão maior requer menos propano ou GLP no enriquecimento do 
gás. 
Se o banco de gás enriquecido é deslocado por gás e água, o gás é aprisionado pela água 
como uma saturação residual de hidrocarbonetos. Um mínimo de 1 bbl (0,159 m3) de gás nas 
condições de reservatório é aprisionado para cada bbl de óleo do reservatório deslocado. Isso tem 
um efeito adverso sobre a economicidade do projeto em campos onde: (a) o fator volume-formação 
do óleo é alto; (b) a pressão do reservatório é alta, requerendo mais gás nas condições-padrão para 
cada bbl de espaço poroso; (c) o preço do gás é alto em relação ao preço do óleo. Se essas condições 
existem a máxima atenção deve ser prestada em relação à economicidade. A substituição do gás 
pobre por ar ou gás de combustão deve ser investigada. 
c) Injeção de gás seco a alta pressão 
O processo de injeção de gás seco a alta pressão, primeiro método de recuperação miscí-
vel de hidrocarbonetos, foi desenvolvido durante o final da década de 40 e início dos anos 50 pela 
Atlantic Richfield. A pesquisa original tratava sobre uma revaporização de líquido em reservatórios 
com condensação retrógrada. Desse estudo desenvolveu-se a idéia de que uma mistura de gás, 
aplicada sob condições adequadas, pode resultar em vaporização retrógrada de grandes volumes de 
óleo provenientes de um reservatório de óleo. As experiências mostravam que deslocando o óleo 
com gás a altas pressões podia-se realmente aumentar a recuperação do óleo se comparada com o 
processo de injeção de gás a baixa pressão. 
O esquema do processo de injeção de gás seco a alta pressão está representado na Figura 
15.18 e consiste na injeção de um gás pobre a uma pressão suficientemente alta para provocar uma 
vaporização retrógrada do óleo cru e a formação de uma frente miscível, rica em intermediários, 
entre o óleo e o gás. 
Adalberto J. Rosa, Renato de S. Carvalho e José A. Daniel Xavier 15-23 
Óleo residual
Zona miscível formada pelo
gás enriquecido com a C C2 6
Água
de injeção
Gás pobre
Água conata
Banco de óleo
 
Figura 15.18 – Injeção de gás seco a alta pressão. Reproduzida de Herbeck, E. F., Heintz, R. C. & Hastings, J. 
R., Fundamentals of Tertiary Oil Recovery, Pet. Engineer, Apr. 1976, Copyright  1976, com permissão de 
SPE-AIME. 
Assim, a principal diferença entre o processo de injeção de gás enriquecido e este é que, no primei-
ro, os componentes intermediários são transferidos do gás para o óleo, enquanto no segundo eles são 
transferidos do óleo para o gás. Por isso, o processo de injeção de gás pobre a alta pressão é muitas 
vezes chamado de mecanismo de vaporização por gás. 
Três condições são geralmente necessárias para que o processo ocorra: (a) Deve existir alta 
pressão na interface gás-óleo; (b) O óleo do reservatório deve conter alta concentração de C2−C6; (c) 
O óleo deve ser subsaturado na frente de gás. A composição do gás injetado não é crítica para o 
processo. Normalmente é utilizado um gás composto basicamente por metano como gás pobre. 
O diagrama triangular da Figura 15.19 ilustra os diversos estágios na formação da frente 
miscível no reservatório. O raciocínio é muito semelhante ao do caso do gás enriquecido, com a 
diferença de que no caso do gás pobre é o óleo empobrecido que vai ficando para trás, enquanto o 
gás, progressivamente enriquecido após múltiplos contatos, atinge a composição C e se torna 
miscível com o óleo do reservatório. A condição limite para que a miscibilidade seja atingida é que 
o ponto O esteja à direita da linha de amarração limite. 
C1
Vq
V1
Vp
V2
L2L1LpLq
M2
M1
G
C
C2− C6C7+
O
 
Métodos Especiais de Recuperação Secundária 15-24 
Figura 15.19 – Diagrama triangular para a injeção de gás pobre a alta pressão. 
Após o alcance da miscibilidade, em que a interface entre o óleo e o gás desaparece e os 
fluidos misturam-se um com o outro, um anel de fluido miscível circunda o poço de injeção. Uma 
injeção posterior de gás desloca a frente miscível através do reservatório, deslocando também o óleo 
e a água móvel à frente dela. No seu movimento, afastando-se do poço de injeção, o gás pode 
percorrer somente alguns metros, às vezes em torno de 30 a 50 m, antes que a frente miscível se 
forme. Essa distância depende da pressão, da composição do óleo e da saturação de óleo. 
À proporção que o anel miscível se expande ele é continuamente quebrado. Cada vez que 
isso acontece o processo de múltiplos contatos é repetido até que se obtenha novamente a miscibili-
dade. Além disso, um resíduo asfáltico é deixado para trás. Como resultado, o processo de gás pobre 
não remove todo o óleo que ele contata, mas deixa um resíduo que ocupa até cerca de 5% do volume 
poroso. 
A pressão requerida para miscibilidadeé usualmente maior ou igual a 3.000 psi (210 
kgf/cm2). Um limite prático superior para aplicação do processo é em torno de 6.000 psi (420 
kgf/cm2), sob o ponto de vista operacional. Acima desta pressão os custos operacionais do compres-
sor e dos equipamentos tornam-se excessivos. 
O melhor método para se determinar a pressão requerida para miscibilidade é por meio de 
testes de deslocamento em laboratório. Tais testes são freqüentemente conduzidos usando-se um 
tubo com areia não consolidada, conforme ilustra o diagrama esquemático da Figura 15.20. 
Ar
m
a
ze
n
a
m
e
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o
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gá
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r
Manômetro
Manômetro
Regulador de
contra-pressão
Célula
visual
Bomba
Medidor
de gás
Ar
m
az
e
n
a
m
e
n
to
de
 
ág
u
a
Óleo
Aquecedor
com banho
de óleo
 
Figura 15.20 – Aparelho para se determinar as condições de miscibilidade. Reproduzida de Herbeck, E. F., 
Heintz, R. C. & Hastings, J. R., Fundamentals of Tertiary Oil Recovery, Pet. Engineer, Apr. 1976, Copyright 
 1976, com permissão de SPE-AIME 
O tubo preenchido com areia é saturado com óleo, que é deslocado por gás a alta pressão. Isso é 
repetido para várias pressões, medindo-se então as respectivas recuperações de óleo. Um gráfico de 
Adalberto J. Rosa, Renato de S. Carvalho e José A. Daniel Xavier 15-25 
recuperação versus pressão, como mostrado na Figura 15.21, pode ser construído e usado para se 
estimar a pressão necessária para o deslocamento miscível. 
Pressão para o
deslocamento
miscível
Pressão de deslocamento ( )psi
R
ec
u
pe
ra
çã
o
(%
 
do
 
ól
e
o
 
“
in
-
pl
a
ce
”
)
4.0003.0002.000
20
0
40
60
80
100
 
Figura 15.21 – Exemplo de gráfico da recuperação de óleo versus pressão de deslocamento. Reproduzida de 
Herbeck, E. F., Heintz, R. C. & Hastings, J. R., Fundamentals of Tertiary Oil Recovery, Pet. Engineer, Apr. 
1976, Copyright  1976, com permissão de SPE-AIME 
O gás de combustão pode ser usado como substituto para o gás de hidrocarbonetos, devido 
às suas vantagens de volume. Um dado volume de gás de hidrocarbonetos pobre usa 10 volumes de 
ar para combustão. O gás de combustão resultante, após a remoção do vapor d’água, ainda tem 9 
vezes o volume original do gás pobre. Outra vantagem do gás de combustão sobre o de hidrocarbo-
netos pobre é que o seu fator de compressibilidade é maior. Assim, 1 m3std de gás de combustão 
ocupa cerca de 1,2 vezes o volume de reservatório que seria ocupado pelo metano quando submeti-
do a pressões no intervalo 3.500 psi (246 kgf/cm2) – 4.000 psi (280 kgf/cm2) e temperatura de 150 oF 
(65 oC). 
Experiências, conduzidas usando 100% de nitrogênio em lugar do gás de combustão (que 
pode ter de 80 a 90% de nitrogênio), indicaram que as pressões necessárias para miscibilidade são 
maiores com o gás de combustão do que com o gás de hidrocarbonetos. Um óleo que precisou de 
uma pressão de 3.500 psi (246 kgf/cm2) com o gás de hidrocarbonetos para obter um deslocamento 
miscível precisou de 3.870 psi (272 kgf/cm2) com o nitrogênio. 
Se a pressão necessária para deslocamento miscível é substancialmente maior com o gás de 
combustão do que com o gás de hidrocarbonetos, pode ser desejável injetar um banco de gás de 
hidrocarbonetos antes que o gás de combustão seja injetado. 
Aplicação 
As condições desejáveis de reservatórios para aplicação do processo de gás pobre a alta 
pressão são: 
• As pressões requeridas para um deslocamento miscível começam com cerca de 3.000 psi (210 
kgf/cm2) e vão até um limite superior prático de 6.000 psi (420 kgf/cm2). O reservatório candi-
dato ao processo deve estar em uma profundidade suficiente para que não se atinja a sua pres-
são de fraturamento. 
• O reservatório deve ser rico em componentes C2−C6. Esses óleos são caracterizados por um 
oAPI maior que 40 e por terem um alto fator volume-formação. 
• O óleo deve ser subsaturado. 
Métodos Especiais de Recuperação Secundária 15-26 
• Como em todos os processos com hidrocarbonetos, a segregação gravitacional pode ser um 
problema em reservatórios a serem varridos horizontalmente. O “finger” gravitacional pode ser 
minimizado se o processo for aplicado a formações pouco espessas e de baixa permeabilidade. 
Pode-se melhorar a eficiência de varrido tirando vantagem da estrutura, ao se injetar de cima 
para baixo. 
Vantagens 
Uma das vantagens do método de injeção de gás pobre a alta pressão é que a frente de mis-
cibilidade é extremamente estável. Se houver ruptura da miscibilidade a frente volta a se formar 
mais adiante. Além disso, como o gás seco é relativamente barato, pode ser injetado em grandes 
quantidades. 
O processo de gás seco promove uma alta eficiência de deslocamento. Embora não remova 
todo o óleo residual do reservatório contatado, a saturação é reduzida a um valor muito baixo. 
O gás pobre é usado do começo ao fim do processo, eliminando a dificuldade de determi-
nação do tamanho do banco. 
O gás pobre produzido pode ser reinjetado. Esse ciclo contínuo permite a maior eficiência 
de varrido que pode ser atingida com processos miscíveis que usam um banco de hidrocarbonetos. 
Um outro fator que resulta em um varrido mais eficiente, em comparação com os processos de 
banco de GLP e gás enriquecido, é uma melhor razão de mobilidades, pois os óleos aos quais o 
processo é aplicável geralmente têm viscosidades menores. Além disso, as pressões maiores para 
este processo aumentam a viscosidade do gás. A combinação dos efeitos de viscosidade freqüente-
mente resulta em razões de mobilidades entre 10 e 15. 
Desvantagens 
As condições limitantes neste caso fazem com que a sua aplicação seja ainda mais restrita 
que nos casos anteriores. O óleo do reservatório precisa ser leve (rico em intermediários). 
As pressões mínimas de injeção são da ordem de 3.000 psi (210 kgf/cm2) a 4.500 psi (316 
kgf/cm2), resultando em altos custos de compressão. 
A eficiência de varrido, embora geralmente melhor que a dos processos com GLP ou gás 
enriquecido, ainda é menor que a da injeção de água. A segregação gravitacional pode ocorrer em 
reservatórios altamente permeáveis. 
Considerações econômicas 
Na elaboração de um projeto de injeção de gás seco a alta pressão deve-se decidir se o pro-
cesso a ser aplicado será a injeção de gás somente ou de gás e água alternadamente (WAG). O 
deslocamento do óleo residual é efetivo em ambos os casos. 
Um considerável volume de gás nas condições-padrão é necessário para deslocar 1 m3 de 
óleo, porque o processo é aplicado a altas pressões a óleos que tipicamente têm fatores volume-
formação altos. Se somente gás for injetado, ele preencherá o espaço ocupado tanto pelo óleo 
residual como pela água que não é irredutível. O resultado é que cada m3 de óleo recuperado pode 
requerer vários milhares de m3 de gás. Se os custos do gás são altos em relação ao preço do óleo, a 
parte econômica pode ser desfavorável, embora a maior parte do gás possa ser recuperada no final 
do projeto. 
Se gás e água são injetados alternadamente, espera-se que o gás preencha somente o espaço 
do reservatório do qual o óleo residual é deslocado. Isso pode resultar em uma redução substancial 
da necessidade de gás. Uma vantagem adicional é que a injeção alternada de gás e água aumenta a 
Adalberto J. Rosa, Renato de S. Carvalho e José A. Daniel Xavier 15-27 
eficiência de varrido. A injeção gás-água, entretanto, pode reduzir as vazões de injeção, que podem 
ser críticas em reservatórios de baixa permeabilidade. 
15.3.3. Injeção miscível de CO24 
O dióxido de carbono, CO2, é uma substância simples, geralmente concebida como sendo 
um gás, embora possa facilmente ser convertida em líquido ou sólido. Sua temperatura crítica é de 
somente 88 oF (31 oC) e, como a maioria dos reservatórios tem uma temperatura superior a esta, o 
CO2 quando usado para deslocamento miscível normalmente se encontra no estado gasoso. 
O CO2 tem uma forteatração pelo óleo, dissolvendo-se bem no mesmo, causando vapori-
zação e inchamento, e conseqüente deslocamento do mesmo no interior do reservatório. Todavia, 
quando se trata de método especial de recuperação é necessário que o deslocamento do óleo seja 
completamente miscível. A um primeiro contato o CO2 não é miscível com o óleo, entretanto, sob 
condições de temperatura, pressão e composição de óleo favoráveis gera-se uma frente miscível no 
reservatório. 
O processo de injeção miscível de CO2 é semelhante em muitos aspectos ao método de des-
locamento com gás seco a alta pressão. A zona miscível entre o CO2 e o óleo, como a do processo 
com gás pobre, é formada pela transferência de componentes do óleo para o CO2. Isso é obtido 
através de múltiplos contatos da frente de CO2 com o óleo do reservatório. 
A exemplo do processo com gás seco, o processo de injeção de CO2 não recupera todo o 
óleo da área contatada enquanto a frente miscível está sendo formada ou regenerada. O resultado é 
que permanece um resíduo de asfalteno que preenche cerca de 5% do volume poroso. 
Embora os processos com CO2 e com gás pobre sejam semelhantes, há algumas diferenças. 
No processo com gás pobre, componentes C2−C6 são vaporizados a partir do óleo, devendo portanto 
o mesmo conter uma grande quantidade desses componentes intermediários para que o processo 
funcione. O CO2, porém, tem um intervalo de vaporização ou extração de hidrocarbonetos do óleo 
maior que o gás seco, podendo extrair componentes mais pesados, no intervalo C2−C30, o que 
significa que o CO2 pode ser miscível com óleos cujas quantidades de componentes C2−C6 sejam 
relativamente menores. Essa característica torna o processo aplicável a um grande número de 
reservatórios, incluindo os que inicialmente eram ricos em C2−C6 mas perderam a maior parte desses 
componentes durante a fase de recuperação primária por mecanismo de gás em solução. Esses 
campos não são mais candidatos ao processo de injeção de gás seco mas podem ser considerados 
para recuperação especial com CO2. 
A pressão necessária para se obter deslocamento miscível de um dado óleo é freqüente-
mente muito menor para o CO2 do que para o gás pobre. Para muitos reservatórios a pressão 
requerida para o CO2 é menor que 1.500 psi (105 kgf/cm2). 
Embora correlações possam ser usadas para a estimativa da pressão necessária para um 
deslocamento miscível com CO2, a melhor maneira de se determinar a pressão de miscibilidade é a 
utilização de testes de laboratório, nos quais o CO2 desloca o óleo contido em tubos cheios de areia. 
Os tubos devem ter mais de 20 ft (6 m) de comprimento para fornecer a distância necessária para o 
desenvolvimento da frente miscível. 
Vários esquemas de injeção usando o CO2 têm sido sugeridos: 
• Injeção contínua de CO2 do início ao fim do projeto; 
 
4
 A Seção 15.3.3 inclui um resumo do artigo técnico de Herbeck, E. F., Heintz, R. C. & Hastings, J. R., Fundamentals of 
Tertiary Oil Recovery, Pet. Engineer, May 1976, cuja reprodução foi autorizada pela SPE-AIME. 
Métodos Especiais de Recuperação Secundária 15-28 
• Banco de CO2 deslocado por água; 
• Banco de CO2 deslocado por gás de hidrocarbonetos; 
• Banco de CO2 deslocado por injeção alternada de água e CO2; 
• Banco de CO2 deslocado por injeção alternada de água e gás de hidrocarbonetos. 
Excetuando-se os reservatórios de baixa permeabilidade, onde a injeção alternada de CO2 e água 
pode reduzir seriamente a vazão de injeção, o esquema que apresenta as melhores condições de 
aplicação é o do banco de CO2 seguido por injeção alternada de água e CO2. 
O tamanho do banco inicial de CO2 é de cerca de 5% do volume poroso. A este banco se-
gue-se uma injeção alternada de água e CO2 até que se tenha um volume injetado acumulado de CO2 
entre 15 e 20% do volume poroso. A partir daí passa-se a injetar apenas água. A água, ao avançar no 
meio poroso, aprisiona o CO2 na forma de saturação residual que ocupa os poros anteriormente 
preenchidos com óleo residual. A Figura 15.22 é uma representação esquemática da injeção de CO2 
como um processo especial de recuperação secundária. 
Óleo residual
Zona miscível formada pelo
 enriquecido com −C30CO C2 2
Água proveniente
da injeçãoÁg
u
a
 
de
 
in
jeç
ão
CO
2
Ág
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Ba
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co
 
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CO
2
Água conata
Ba
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co
 
de
 
ól
e
o
Saturação residual de
 é trapeada pela água
que avança
CO2
 
Figura 15.22 – Injeção miscível de CO2. Reproduzida de Herbeck, E. F., Heintz, R. C. & Hastings, J. R., 
Fundamentals of Tertiary Oil Recovery, Pet. Engineer, May 1976, Copyright  1976, com permissão de SPE-
AIME. 
Aplicação 
O processo miscível com CO2 é aplicável a uma grande percentagem de reservatórios. São 
as seguintes as condições necessárias: 
• Óleos com grau API acima de 25; 
• Intervalo de pressão começando com aproximadamente 1.500 psi (105 kgf/cm2) e alcançando 
um limite prático superior de 6.000 psi (422 kgf/cm2); 
• Os reservatórios candidatos ao processo devem estar a uma profundidade suficiente para que 
possam ser operados a uma pressão acima da necessária para que o deslocamento seja miscível 
sem que haja fraturamento da formação. 
Vantagens 
O CO2 promove um deslocamento miscível eficiente a baixa pressão para a maioria dos re-
servatórios. A eficiência de deslocamento é alta, sendo a saturação de óleo reduzida para cerca de 
5% do volume poroso na região contatada. 
Adalberto J. Rosa, Renato de S. Carvalho e José A. Daniel Xavier 15-29 
Sob certas condições de reservatório, a densidade do CO2 é próxima da do óleo e se apro-
xima da densidade da água, o que minimiza grandemente os efeitos de segregação gravitacional. 
O CO2 é de duas a quatro vezes mais viscoso que o metano no intervalo usual de pressões, 
o que melhora a eficiência de varrido se comparada com aquela dos métodos miscíveis com hidro-
carbonetos. 
Se a frente miscível se desintegrar, ela se regenerará por si própria, como acontece com o 
processo de injeção de gás seco. 
Desvantagens 
De um modo geral, o CO2 não está disponível facilmente. 
Embora a eficiência de varrido seja melhor do que com os métodos miscíveis com hidro-
carbonetos, ela ainda pode ser adversa em condições típicas de reservatórios. Faz-se necessária uma 
injeção alternada de CO2 e água para se obter uma razão de mobilidades razoável. 
O CO2 reage com a água formando ácido carbônico, que é altamente corrosivo. Isso impli-
ca na necessidade do uso de ligas metálicas especiais e proteção para as instalações. 
Quando se utiliza a injeção alternada de água e CO2 são necessários dois sistemas de inje-
ção, um para cada fluido. 
Considerações econômicas 
Se o esquema de injeção inclui um banco de CO2 seguido de água alternada com CO2, um 
mínimo de 1 m3 de CO2 é necessário para tomar o lugar de 1 m3 de óleo, ambos em condições de 
reservatório. É necessário no entanto injetar acima desse valor mínimo porque o CO2 se dissolve na 
água injetada e no óleo. Além disso é necessário repor uma possível perda para horizontes não 
produtores. 
O custo do CO2 inclui o seu preço base mais o transporte e a compressão até a pressão de-
sejada. Na maioria dos casos o custo de transporte é o mais alto entre todos os custos envolvidos. 
15.4. Métodos Térmicos5 
Os métodos térmicos classificam-se em duas categorias: injeção de fluidos quentes (água 
quente ou vapor d’água) e combustão “in-situ”. 
15.4.1. Injeção de fluidos quentes 
O objetivo da recuperação térmica é aquecer o reservatório e o óleo nele existente para 
aumentar a sua recuperação. Na injeção de fluido aquecido, o calor é gerado na superfície e trans-
portado para dentro do reservatório pelo fluido injetado, que usualmente é a água, resultando em um 
projeto de injeção de vapor ou de água quente. A Figura 15.23 ilustra a injeção de vapor usada 
como método especial de recuperação de óleo. 
 
5
 A Seção 15.4 inclui resumosdos artigos técnicos de Herbeck, E. F., Heintz, R. C. & Hastings, J. R., Fundamentals of 
Tertiary Oil Recovery, Pet. Engineer, Aug. 1976 & Feb. 1977, cuja reprodução foi autorizada pela SPE-AIME. 
Métodos Especiais de Recuperação Secundária 15-30 
Frente de água quente
Vapor
Óleo
Óleo
Banco de óleo
Água conata
Água quente
condensada
Frente de vapor
 
Figura 15.23 – Injeção de vapor d’água. Reproduzida de Herbeck, E. F., Heintz, R. C. & Hastings, J. R., 
Fundamentals of Tertiary Oil Recovery, Pet. Engineer, Aug. 1976, Copyright  1976, com permissão de SPE-
AIME. 
O calor afeta a recuperação de óleo pela redução de viscosidade, o que provoca um aumen-
to da eficiência de varrido, e pela expansão e destilação do óleo, e extração de solvente, o que 
aumenta a eficiência de deslocamento. Os projetos de injeção de fluido quente que têm tido sucesso 
geralmente são auxiliados por uma combinação desses mecanismos. 
O efeito mais óbvio do aquecimento de um reservatório é a redução da viscosidade do ó-
leo. Quanto à influência do aquecimento sobre a viscosidade, observa-se na prática que a taxa de 
melhora da viscosidade é maior no início dos aumentos de temperatura. Depois de atingir uma certa 
temperatura se ganha muito pouco na redução da viscosidade. Além disso, nota-se que as maiores 
reduções de viscosidade são experimentadas em óleos de oAPI mais baixo (e geralmente mais 
viscosos) do que em óleos de alto oAPI. 
Um outro mecanismo básico inerente à recuperação térmica é a expansão do óleo do reser-
vatório após o aquecimento. A dilatação do óleo, quando aquecido, adiciona energia para expulsar 
os fluidos do reservatório. Dependendo da composição, o óleo pode dilatar de 10 a 20% durante 
uma injeção de vapor. Isso ocorre em um menor grau na injeção de água quente, já que neste caso as 
temperaturas são menores que na injeção de vapor. 
Um terceiro benefício possível para a recuperação na injeção de vapor é a destilação do ó-
leo. No deslocamento de um óleo volátil por vapor, a alta temperatura, as frações mais leves do óleo 
residual podem ser vaporizadas. Essas frações se condensam quando em contato com a formação 
mais fria, formando um solvente ou banco miscível à frente da zona de vapor. 
Outros fatores também contribuem para o aumento da recuperação pelo aquecimento do re-
servatório. Eles incluem os efeitos de mecanismos de gás e uma possível alteração das característi-
cas de permeabilidade relativa. A importância relativa de cada um dos fatores mencionados depende 
do tipo de projeto e das características do reservatório e do óleo. Mesmo para projetos específicos, 
entretanto, a determinação da contribuição relativa de cada um na recuperação total pode ser difícil. 
A água é o meio básico usado nos métodos térmicos de geração de calor na superfície. Ela 
pode ser aquecida até a temperatura de vapor ou convertida para vapor. Após atingir a temperatura 
de ebulição, o fornecimento continuado de calor converte mais e mais água para vapor nessa 
temperatura. A fração em peso de água convertida para vapor é chamada de qualidade do vapor. 
Depois de se atingir a qualidade de 100%, um posterior fornecimento de calor novamente aumenta a 
temperatura, produzindo vapor superaquecido. 
A energia adicional requerida para converter água em ebulição para vapor é o chamado ca-
lor latente. Um sistema água-vapor pode ganhar ou perder esse tipo de energia sem variar a tempera-
Adalberto J. Rosa, Renato de S. Carvalho e José A. Daniel Xavier 15-31 
tura ou a pressão. O calor latente é maior às pressões mais baixas e diminui até zero no ponto crítico 
da água de 705 oF (374 oC) e 3.206 psia (225 kgf/cm2). Acima deste ponto, a água existe somente 
numa fase única. No intervalo de pressão de 100 psia (7 kgf/cm2) a 1.500 psia (105 kgf/cm2), em que 
a maioria dos projetos térmicos opera, o vapor carreia consideravelmente mais calor do que a água 
quente. Por exemplo: 1 bbl de água convertido para vapor de qualidade 80% carreia acima de 
150.000.000 BTU a mais de calor que a água em ebulição na mesma temperatura. 
a) Injeção de água quente 
A injeção de água quente é o tipo mais básico de recuperação térmica. Com poucas mu-
danças no equipamento, a injeção de água pode ser estendida a uma técnica térmica por aquecimen-
to da água injetada. A recuperação é aumentada pela melhora da eficiência de varrido e expansão 
térmica do óleo. 
Diversas considerações, todavia, tornam a injeção de água quente menos atrativa que a in-
jeção de vapor. Devido à baixa quantidade de calor da água aquecida, um reservatório típico pode 
requerer 2,5 a 3 volumes porosos de água para elevar sua temperatura até um valor próximo do da 
água injetada. Além disso, carreando mais calor por unidade de massa de água, a menor viscosidade 
do vapor geralmente resulta em vazões de injeção maiores que as da água quente. Diferentemente de 
um sistema vapor-água, a água esfria quando perde energia. Isso resulta em um crescimento lento da 
zona de alta temperatura em torno do poço injetor. 
Embora a injeção de água quente seja geralmente considerada menos aplicável do que a in-
jeção de vapor, há registros na literatura de projetos bem sucedidos. A injeção de água quente pode 
ser usada em muitos reservatórios onde o vapor não pode. Estes incluem formações sensíveis à água 
doce e aquelas com altas pressões, onde a temperatura de vapor seria excessiva. 
b) Injeção cíclica de vapor 
A injeção cíclica de vapor é aplicada para reforçar a recuperação primária de reservatórios 
de óleos viscosos. É primariamente uma técnica de estimulação que, através da redução de viscosi-
dade e efeitos de limpeza ao redor do poço, ajuda a energia natural do reservatório a expulsar o 
óleo. 
Embora a injeção cíclica de vapor não seja considerada uma técnica de recuperação secun-
dária, é freqüentemente usada em projetos de injeção contínua de vapor. Na maioria desses projetos 
a injeção de vapor começa como um programa de injeção cíclica e é posteriormente mudado para 
injeção contínua quando o programa cíclico torna-se marginal. 
A injeção cíclica de vapor consiste de períodos de injeção, de espera e de produção. A in-
jeção de um determinado volume de vapor freqüentemente é seguida por um período de espera para 
que o calor injetado seja mais bem distribuído a uma maior parte do reservatório. O poço entra então 
em produção, até que o ciclo seja repetido. Todas as fases do ciclo podem sofrer variação para 
otimizar o processo. 
A resposta à injeção cíclica de vapor varia consideravelmente com o tipo do reservatório. 
Para estruturas espessas, muito inclinadas, a drenagem por gravidade é dominante e muitos ciclos 
são possíveis, à medida que óleo menos viscoso e aquecido continue a fluir para baixo em direção 
ao poço produtor. Para reservatórios pouco inclinados, onde o mecanismo de produção é o gás em 
solução, a energia do reservatório é rapidamente depletada, limitando o número de ciclos de injeção. 
Independentemente do tipo de reservatório, a injeção cíclica geralmente se torna menos eficiente à 
proporção que o número de ciclos aumenta. Esse fato é evidente em várias estatísticas de produção. 
As vazões médias e máximas, juntamente com a recuperação de óleo, declinam nos últimos ciclos. À 
Métodos Especiais de Recuperação Secundária 15-32 
medida que a resposta diminui, torna-se mais difícil justificar tratamentos adicionais que fazem com 
que a duração dos ciclos aumente. 
Na injeção cíclica de vapor, grandes frações do vapor injetado são produzidas na forma de 
líquido, tornando o manuseio da água um fator importante. Do ponto de vista econômico, um bom 
indicador de desempenho é a razão entre o óleo produzido e a água injetada. Os melhores resultados 
apresentados na literatura mostraram os primeiros ciclos recuperando cerca de 30 bbl (4,77 m3) de 
óleo por bbl (0,159 m3) de água injetada na forma de vapor. À proporção que a energia do reservató-
rio é depletada essa razão tende a diminuir. 
c) Injeção de vapor 
A