Lilia Palma Naveira -SIMULACAO DE FLUXO COMENTEI

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SIMULAÇÃO DE RESERVATÓRIOS DE PETRÓLEO UTILIZANDO O MÉTODO 
DE ELEMENTOS FINITOS PARA RECUPERAÇÃO DE CAMPOS MADUROS E 
MARGINAIS 
 
Lilia Palma Naveira 
 
 
DISSERTAÇÃO SUBMETIDA AO CORPO DOCENTE DA COORDENAÇÃO DO 
PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO DE ENGENHARIA DA UNIVERSIDADE 
FEDERAL DO RIO DE JANEIRO COMO PARTE DOS REQUISITOS 
NECESSÁRIOS PARA A OBTENÇÃO DO GRAU DE MESTRE EM CIÊNCIAS E 
ENGENHARIA CIVIL. 
 
Aprovada por: 
 
________________________________________________ 
Prof. Luiz Landau, D.Sc 
 
 
________________________________________________ 
Prof. Alvaro Luiz Gayoso de Azeredo Coutinho, D.Sc. 
 
 
________________________________________________ 
Prof. José Luis Drummond Alves, D.Sc. 
 
 
________________________________________________ 
Prof. Abimael Fernando Dourado Loula, D.Sc. 
 
 
RIO DE JANEIRO, RJ - BRASIL 
NOVEMBRO DE 2007 
 ii
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
NAVEIRA, LILIA PALMA 
Simulação de Reservatórios de Petróleo 
utilizando o Método de Elementos Finitos para 
Recuperação de Campos Maduros e Marginais 
[Rio de Janeiro] 2007 
XIV, 97 p., 29,7 cm (COPPE/UFRJ, M.Sc., 
Engenharia Civil, 2007) 
Dissertação - Universidade Federal do Rio de 
Janeiro, COPPE 
1. Simulação de Reservatórios 
2. Método de Elementos Finitos 
3. Campos de Petróleo Maduros e Marginais 
4. Métodos Avançados de Recuperação - EOR 
I. COPPE/UFRJ II. Título ( série ) 
 
 
 
 iii
 
 
 
 
“... Naquela mesma noite Deus apareceu a Salomão, e lhe disse: Pede o que queres 
que eu te dê. E Salomão disse a Deus: Dá-me, pois, agora sabedoria e conhecimento... 
Então Deus disse a Salomão: Porquanto houve isto no teu coração, e não pediste 
riquezas, bens ou honra, nem a morte dos que te odeiam, nem tampouco pediste 
muitos dias de vida, mas pediste para ti sabedoria e conhecimento para poderes julgar 
o meu povo, sobre o qual te fiz reinar, sabedoria e conhecimento te são dados; também 
te darei riquezas, bens e honra, quais não teve nenhum rei antes de ti, nem haverá 
depois de ti rei que tenha coisas semelhantes.” 
Esdras, II Livro de Crônicas (430 A.C.) 
 
 
 
 
 
 
 
“ A fonte do contentamento precisa jorrar na mente e aquele que possui um 
conhecimento tão pequeno da natureza humana, a ponto de buscar a felicidade 
transformando qualquer coisa, mas não sua própria disposição, desperdiçará a vida em 
esforços infrutíferos e multiplicará a dor que se propôs eliminar ”. 
(Samuel Johnson) 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
“ Felicidade é a certeza de que a nossa vida não esta se passando inutilmente “ 
 (Érico Veríssimo) 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 iv
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Aos meus queridos Pais Welinton e Sueli 
 
 
 
 
 
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Agradecimentos 
 
 
 
Em especial aos meus pais Welinton e Sueli por todo amor e carinho, pelos inúmeros 
conselhos, incentivo, pela confiança, pelo ombro amigo cheio de conforto e paz. Por 
serem simplesmente maravilhosos e estarem presente em todos os momentos da 
minha vida. 
 
A Deus que continue me iluminando e me guiando, dando-me força e paz por toda a 
minha vida. 
 
A toda a minha família, as minhas irmãs Vanessa e Carol, a minha querida vovó e 
principalmente ao meu sobrinho Victor pelos gestos puros e encantadores dos primeiros 
aprendizados de uma bela e longa vida que há de ser. 
 
Ao Prof. Luiz Landau pela amizade e o constante apoio, dedicação e orientação, a 
quem me acompanhou desde os primeiros anos do curso de Engenharia Civil, sempre 
me incentivando à área de pesquisa, desde aos anos de iniciação científica. 
 
Ao Prof. Alvaro Coutinho pelas aulas de elementos finitos, pelo incentivo e apoio na 
área computacional. Por buscar transmitir o sentido de um trabalho científico de 
mestrado. 
 
Ao Prof. José Luis Drummond Alves pela amizade e confiança, pelo apoio e incentivo 
dado durante os momentos de dificuldade encontrados ao longo do caminho. Pelas 
aulas de elementos finitos, e por sua dedicação durante todos os anos de iniciação 
científica e de mestrado. 
 
Ao amigo e Professor Denis Araujo Filgueiras de Souza, a quem admiro muito por sua 
inteligência, competência e dedicação profissional. Pelas aulas de elementos finitos 
durante a iniciação científica, pelas aulas de Fortran 90, pelas conversas constantes e 
orientações que contribuíram muito para desencadear este trabalho e meu crescimento 
profissional. 
 
 vi
Ao Centro de Pesquisas da Petrobras – CENPES, pelo apoio financeiro concedido 
permitindo realizar esta pesquisa. E pelas valiosas reuniões com Maria Aparecida e 
Ivonete, que contribuíram para uma visão mais prática e real do estudo de recuperação 
de campos maduros. 
 
A todos os meus amigos por me proporcionarem felicidade, companheirismo e força, 
dividindo comigo as alegrias e dificuldades. 
 
A todos os funcionários do LAMCE, NACAD, aos colegas Célio e Thelmo do LABPEC 
pelo apoio e atenção que contribuíram para a realização deste trabalho. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 vii
 
Resumo da Dissertação apresentada à COPPE/UFRJ como parte dos requisitos 
necessários para a obtenção do grau de Mestre em Ciências (M. Sc.) 
 
 
 
 
SIMULAÇÃO DE RESERVATÓRIOS UTILIZANDO O MÉTODO DE ELEMENTOS 
FINITOS PARA A RECUPERAÇÃO DE CAMPOS MADUROS E MARGINAIS. 
 
 
 
Lilia Palma Naveira 
 
Novembro/2007 
 
 
 
 
Orientadores: Luiz Landau 
 Alvaro Luiz Gayoso de Azeredo Coutinho 
 
Programa : Engenharia Civil. 
 
 
 
O crescente aumento da demanda de petróleo e seus derivados, a busca pela 
auto-suficiência, as constantes instabilidades políticas que norteiam o preço do petróleo 
e a eterna dúvida de quando chegará o seu fim, são questões que motivam a 
revitalização de campos maduros e marginais. Nesse trabalho foi realizada uma 
pesquisa sobre os métodos especiais de recuperação, métodos térmicos, miscíveis, 
químicos e microbiológicos que são responsáveis por prolongar a vida produtiva destes 
campos. Foram feitas simulações numéricas através de um programa implementado em 
Fortran 90 para casos de fluidos bifásicos imiscíveis e miscíveis visando analisar a 
recuperação através da injeção água, polímero e uma substância miscível, objetivando 
verificar o método que oferece um maior fator de recuperação e uma melhor varredura 
dentro de limites econômicos aceitáveis. 
 viii
Abstract of Dissertation presented to COPPE/UFRJ as a partial fulfillment of the 
requirements for the degree of Master of Science (M.Sc) 
 
 
 
 
RESERVATOIR SIMULATION USING THE FINITE ELEMENT METHOD FOR THE 
RECOVERY OF MATURE AND MARGINAL FIELDS. 
 
 
 
 Lilia Palma Naveira 
 
 November/2007 
 
 
Advisors: Luiz Landau 
 Alvaro Luiz Gayoso de Azeredo Coutinho 
 
Department: Civil Engineering 
 
 
The increasing growth of oil consumption and its derivatives, the seek for self 
sufficiency, the constant political instability that defines the price of oil and the external 
doubt regarding its end, are questions that motivate the recovery of mature and marginal 
fields. A research project about special recovery methods, thermal, miscible, chemical 
and microbiological methods was created for this work, in order to prolong the life-span 
of the fields. Numerical simulations were made through a program implemented in 
Fortran 90 for the flow of miscible and immiscible fluids, when submitted through water 
injections, polymers and a miscible substance, verifying the method which results in a 
larger factor of recovery and a better sweeping within acceptable economical limits. 
 
 
 
 ix
Índice 
 
 
Capítulo 1 Introdução................................................................................................................... 1 
 
1.1 Considerações Iniciais.......................................................................................................1 
1.2 Motivação ......................................................................................................................... 3 
1.3 Objetivos............................................................................................................................ 5 
1.4 Organização do Texto...................................................................................................... 6 
 
Capítulo 2 Campos Maduros e Campos Marginais..................................................................... 8 
 
2.1. Conceitos e Características............................................................................................. 8 
2.2 Campos Maduros e Marginais Brasileiros........................................................................ 11 
2.2.1 Exemplos de Recursos Utilizados na Revitalização de Campos Maduros 12 
 2.3 Principais Métodos de Recuperação................................................................................. 13 
 2.3.1 Recuperação Primária....................................................................................... 13 
2.3.2 Mecanismos de Produção.................................................................................... 13 
2.3.2.1 Mecanismo de Gás em Solução................................................................ 13 
2.3.2.2 Mecanismo de Capa de Gás.................................................................... 14 
2.3.2.3 Mecanismo de Influxo de Água................................................................. 14 
 2.3.3 Recuperação Secundaria...................................................................................... 15 
 2.3.4 Recuperação Terciária.......................................................................................... 18 
 2.4 Técnicas para Melhorar a Recuperação (IOR)................................................................. 19 
 2.4.1 Fraturamento Hidráulico ....................................................................................... 19 
 2.4.2 Perfuração de Poços Direcionais e Horizontais.................................................... 20 
 2.4.3 Reinterpretação da sísmica, sísmicas 3D e novas ferramentas de perfilagem.... 20 
 
 Capítulo 3 Métodos Especiais de Recuperação (EOR)............................................................. 21 
 
 3.1 Métodos Térmicos............................................................................................................. 22 
3.1.1 Injeção Contínua de Vapor..................................................................................... 23 
3.1.2 Injeção Cíclica de Vapor......................................................................................... 25 
3.1.3 Injeção de Água Quente......................................................................................... 26 
3.1.4 Combustão in Situ.................................................................................................. 27 
 x
3.1.5 Inovações Tecnológicas........................................................................................ 30 
3.1.5.1 Otimização do Esquema de Poços para Injeção de Vapor..................... 30 
3.1.5.2 Reservatórios Inclinados......................................................................... 32 
3.1.5.3 Injeção de Vapor seguida por água........................................................ 33 
3.1.5.4 Alternância de Injeção de Vapor e de água ........................................... 33 
3.1.5.5 Plantas de cogeração de vapor............................................................... 34 
 3.2 Métodos Miscíveis............................................................................................................. 35 
2 3.2.1 Injeção CO2 .......................................................................................................... 36 
 3.2.2 Injeção de Hidrocarbonetos Leves........................................................................ 38 
3.2.2.1 Injeção de Gás Liquefeito de Petróleo (GLP) ......................................... 38 
3.2.2.2 Injeção de Gás Enriquecido..................................................................... 40 
3.2.2.3 Injeção de Gás Pobre a Alta Pressão...................................................... 40 
3.3 Método Químico ................................................................................................................ 42 
3.3.1 Polímeros...................................................................................................... 42 
3.3.2 Solução Micelar............................................................................................ 45 
3.3.3 Solução ASP................................................................................................ 46 
 
 3.4 Método Microbiológico...................................................................................................... 47 
 
 4.1 Propriedades das Rochas........................................................................................... 49 
 4.1.1 Porosidade………………………………………………………………………….. 50 
 4.1.2 Permeabilidade……………………………………………………………………… 50 
4.2 Propriedades dos Fluídos …………………………………………………………................ 51 
4.2.1 Saturações dos Fluidos no meio poroso…………………………………………. 51 
4.2.2 Pressão Capilar................................................................................................ 52 
4.2.3 Mobilidade e Razão de Mobilidade.................................................................. 52 
4.3 Escoamento Bifásico Imiscível......................................................................................... 53 
4.3.1 Equação Diferencial da Velocidade................................................................. 55 
4.3.2 Equação Diferencial da Pressão...................................................................... 55 
4.3.3 Equação Diferencial da Saturação................................................................... 56 
4.4 Escoamento Miscível...................................................................................................... 59 
4.5 Condições de Contorno e Iniciais................................................................................ 60 
Capítulo 4 Formulação Matemática............................................................................................ 49 
 xi
 
 
5.1 Discretização por Elementos Finitos………………………………………………............... 62 
5.1.1 Equação da Pressão........................................................................................ 63 
5.1.2 Equação da Saturação..................................................................................... 64 
5.1.3 Equação da Velocidade................................................................................... 65 
5.1.4 Sistema Matricial de Equações........................................................................ 66 
5.2 Discretização Temporal.................................................................................................. 66 
 
 
6.1 Exemplos de Verificação ……………………………………………………………………... 68 
6.1.1 Problema Clássico de Cinco Poços..................................................................... 68 
6.1.1.1 Caso 1: Escoamento Bifásico Imiscível.................................................... 68 
6.1.1.2 Caso 2: Escoamento Miscível.................................................................. 71 
6.1.2 :Fluxo Confinado Entre Duas Barreiras................................................................ 74 
6.1.1.1 Caso 1: Escoamento Bifásico Imiscível.................................................... 74 
6.1.1.2 Caso 2: Escoamento Miscível.................................................................. 76 
 
6.2 Características Campo de Petróleo Maduro em Estudo................................................ 78 
6.2.1 Alternativa 1: Injeção de Água.................................................................... 78 
6.2.2Alternativa 2: Injeção de Polímero (Goma Xantana)................................... 80 
 6.2.2.1 Caso1 : Volume do Banco de polímero (15%VP)........................... 81 
 6.2.2.2 Caso 2: Volume do Banco de polímero (30 %VP).......................... 83 
 6.2.2.2 Caso 2: Volume do Banco de polímero (50%VP)........................... 85 
6.2.3 Alternativa 3: Método Miscível de Recuperação......................................... 86 
 
 
 
 
 
 
Capítulo 5 Método Numérico.............................................................................................. 62 
Capítulo 6 Estudo de Caso......................................................................................................... 68 
Capítulo 7 Conclusões................................................................................................................ 90 
Referências Bibliográficas.......................................................................................................... 94 
 xii
 
Índice de Figuras 
 
Figura 2.1 – Fases da vida de um campo de petróleo. ----------------------------------------------- 8 
Figura 2.2 – Configurações de malha fivespot, sevenspot e ninespot---------------------------- 16 
Figura 2.3 – Linhas de Fluxo do Poço Injetor e Poço Produtor.------------------------------------ 16 
Figura 2.4 – Curva Volume Óleo Deslocado X Volume de Água Injetado.----------------------- 17 
 
Figura 3.1 – Esquema planta de Injeção de Vapor.---------------------------------------------------- 24 
Figura 3.2 – Comparação entre os Métodos Injeção de Vapor, Água Quente e Água Fria. 27 
Figura 3.3 – Diferentes zonas de temperaturas causadas pela Combustão in Situ.---------- 28 
Figura 3.4 – Poços produtores e injetores horizontais.----------------------------------------------- 31 
Figura 3.5 – Poços injetores verticais e poço produtor horizontal.-------------------------------- 31 
Figura 3.6 - Formato da chaminé de vapor do método SAGD [1]..-------------------------------- 31 
Figura 3.7 – Poço horizontal injetor e produtor.-------------------------------------------------------- 32 
Figura 3.8 – Reservatório Plano.---------------------------------------------------------------------------- 32 
Figura 3.9 – Reservatório Inclinado.---------------------------------------------------------------------- 33 
Figura 3.10 – Esquema de injeção WASP e injeção simples de vapor.-------------------------- 34 
Figura 3.11 – Planta de Cogeração de vapor.----------------------------------------------------------- 34 
Figura 3.12 – Diagrama ternário de fases.--------------------------------------------------------------- 36 
Figura 3.13 - Esquema de injeção de CO2 no reservatório.------------------------------------------ 37 
Figura 3.14 – Diagrama Ternário GLP .------------------------------------------------------------------- 39 
Figura 3.15 - Esquema de injeção GLP no reservatório.--------------------------------------------- 39 
Figura 3.16 – Diagrama Ternário para Gás Enriquecido--------------------------------------------- 40 
Figura 3.17 – Diagrama Ternário para injeção de Gás Pobre--------------------------------------- 41 
Figura 3.18 – Análise do polímero em contato com agua destilada------------------------------- 45 
Figura 3.19 - Análise do polímero em contato com agua do mar----------------------------------- 45 
 
Figura 4.1 – Permeabilidade Relativa x Saturação de Água.---------------------------------------- 51 
Figura 4.2 – Curva Pressão capilar x Saturação de água .------------------------------------------ 52 
Figura 4.3 – Experimento de Henry Darcy .-------------------------------------------------------------- 54 
Figura 4.4 – Curva fluxo fracionário de água x Saturação de Água.------------------------------- 57 
 
Figura 6.1 – Malha de elementos finitosT8.-------------------------------------------------------------- 69 
 xiii
Figura 6.2 – Esquema do problema.----------------------------------------------------------------------- 69 
Figura 6.3 – Deslocamento do fluido injetado no reservatório ao longo do tempo.------------ 70 
Figura 6.4 – Resultados da injeção de água do problema five spot ------------------------------ 70 
Figura 6.5 – Curva Volume Óleo Recuperado X Tempo (PVI).------------------------------------- 71 
Figura 6.6 – Configuração de Pressão.------------------------------------------------------------------- 71 
Figura 6.7 – Linhas de Fluxo.-------------------------------------------------------------------------------- 71 
Figura 6.8 – Resultados escoamento de fluidos miscíveis e imiscíveis.-------------------------- 72 
Figura 6.9 – Volume de óleo Recuperado ao injetar fluidos imiscíveis e miscíveis ao 
óleo.---------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 
 
73 
Figura 6.10 – Malha Elementos Finitos.------------------------------------------------------------------- 74 
Figura 6.11 – Geometria do problema.-------------------------------------------------------------------- 74 
Figura 6.12 – Configuração de pressão no tempo t=28 dias.---------------------------------------- 75 
Figura 6.13 – Configuração do campo de velocidades.----------------------------------------------- 75 
Figura 6.14 - Deslocamento do fluido injetado no problema da barreira.------------------------- 75 
Figura 6.15 – Configuração de pressão.------------------------------------------------------------------ 76 
Figura 6.16 – Configuração vetor velocidades.--------------------------------------------------------- 76 
Figura 6.17 – Deslocamento do fluido injetado ao longo do tempo.------------------------------- 77 
Figura 6.18 – Malha de Elementos Finitos.-------------------------------------------------------------- 79 
Figura 6.19 - Deslocamento da água injetada no reservatório ao longo dos anos.------------ 79 
Figura 6.20 - Curvas volume de óleo recuperado e volume de óleo do reservatório.--------- 80 
Figura 6.21 - Volume Óleo Recuperado para diferentes tipos de bancos de polímeros.----- 81 
Figura 6.22 - Deslocamento dos fluidos no reservatório com banco de Polímero 
(15%VP).---------------------------------------------------------------------------------------------------------- 
 
82 
Figura 6.23 - Curvas recuperação de óleo devido Inj Água e Inj Polímero (15%VP).--------- 82 
Figura 6.24 - Deslocamento dos fluidos no reservatório com injeção de Banco de Pol 
(30% VP).--------------------------------------------------------------------------------------------------------- 
 
83 
Figura 6.25 - Curvas Recup. Óleo: Água x BancoPol 15%VP x BancoPol 30% VP.---------- 84 
Figura 6.26 - Deslocamentos dos fluidos no reservatório com injeção Banco de Pol 
(50%VP).---------------------------------------------------------------------------------------------------------- 
 
85 
Figura 6.27 - Curvas Recup Óleo: Água x Banco Pol (15%VP) x BancoPol (30%VP) e 
BancoPol (50%VP).-------------------------------------------------------------------------------------------- 
 
85 
Figura 6.28 - Comparação métodos de Recuperação desde o inicio vida produtiva.--------- 87 
Figura 6.29 - Curva de Recuperação de óleo para diferentes bancos miscíveis.-------------- 88 
Figura 6.30 – Comparação total volume de óleo recuperado por diferentes métodos.------- 88 
 xiv
 
Índice de Tabelas 
 
 
 
Tabela 2.1 - Campos de petróleo terrestre e marítimos no Brasil------------------------------------------------ 11 
Tabela 6.1 - Volume Óleo Recuperado e Fator de Recuperação para Injeção de Água.------------------ 80 
Tabela 6.2 - Quadro comparativo do fator de recuperação Inj Água x Polímero.----------------------------- 83 
Tabela 6.3 - Quadro comparativo FR: Águax BancoPol (15%VP) e BancoPol (30% VP).----------------- 84 
Tabela 6.4 - Quadro comparativo FR: Águax BancoPol (15%VP) x BancoPol (30% VP) x BancoPol 
(50%VP).------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------86 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
1. Introdução 
 
 1
Capítulo 1 
 
1. Introdução 
 
1.1 Considerações Iniciais 
 
A indústria do petróleo é caracterizada por ser uma atividade que exige projetos de 
grandes investimentos. Nesse sentido, os profissionais da área se deparam com 
situações em que necessitam realizar difíceis escolhas, isto é, tomar decisões que 
envolvem milhões de dólares, seja na fase de exploração, perfuração, produção ou 
completação. Exemplificando, o custo diário do aluguel de uma sonda de perfuração 
pode variar entre 200 a 800 mil reais e, o custo de um poço de petróleo em uma lâmina 
d’água de 2500 metros, por exemplo, pode custar entre 35 a 55 milhões de reais. 
 
Nos primórdios da exploração e produção de petróleo, os profissionais da área 
contavam com a intuição, aspectos topográficos, hidrológicos e inúmeras teorias não 
fundamentadas em base científica. Porém, com o crescimento do setor petrolífero 
tornou-se necessário o surgimento de ferramentas mais confiáveis, capazes de auxiliar 
o profissional na tomada de decisões objetivando diminuir a probabilidade de erro. Com 
a evolução da tecnologia e da ciência, atualmente pode-se contar com a utilização de 
ferramentas fundamentadas em conceitos magnéticos, elétricos, gravitacionais, sonoros 
e computacionais. 
 
Nesse contexto, a simulação computacional tem grande aplicação na área da 
engenharia de reservatórios, pois pode auxiliar o entendimento da geologia do 
reservatório e do fluxo de fluidos, permitindo realizar previsões do comportamento dos 
fluidos no meio poroso, estimativas de volumes originais, volumes recuperáveis e 
reservas [59]. 
 
A simulação numérica do fluxo de fluidos no reservatório se tornou uma ferramenta 
fundamental para a indústria petrolífera. Através desta, o engenheiro de reservatório 
pode simular diversos cenários de explotação, modificando entre outras coisas, a 
capacidade da plataforma, as locações dos poços de produção e de injeção, etc. E a 
 
1. Introdução 
 
 2
partir dos resultados obtidos, busca-se aquele que proporcione a maximização do fator 
de recuperação do petróleo e os melhores resultados econômicos. 
 
Os simuladores em geral podem ser classificados como físicos ou matemáticos. No 
sistema físico o problema é abordado através da construção de modelos reduzidos ou 
protótipos. O modelo matemático é constituído por um sistema de equações diferenciais 
parciais não-lineares, acompanhado de suas condições iniciais e de contorno, capazes 
de descrever o fenômeno em questão [50]. 
 
Porém, as equações diferenciais que governam o escoamento de fluidos no meio 
poroso geralmente são muito complexas para serem resolvidas analiticamente. Em 
função disso, faz-se necessário um modelo numérico. A partir deste modelo numérico, 
uma série de programas são desenvolvidos, objetivando resolver o sistema de 
equações gerando soluções aproximadas para o fenômeno em questão. 
 
Os simuladores de escoamentos no meio poroso podem ser classificados de acordo 
com o número de fases consideradas (monofásico, bifásico e trifásico), o número de 
dimensões (1D, 2D e 3D) e a maneira como o problema físico é descrito 
matematicamente, existindo os modelos, volumétrico, composicional e térmico [50]. 
 
No modelo volumétrico também conhecido como blackoil, as três fases, água, óleo e 
gás podem estar presentes, porém, não são levadas em consideração as mudanças de 
fase (vaporização e condensação). As condições de pressão e temperatura são 
abordadas, sendo que o processo é considerado isotérmico. 
 
Já o modelo composicional é mais complexo, pois considera a fase óleo separada em 
pseudo-componentes, que representam as porções diferenciadas do óleo. Como 
exemplo, pode-se separar o óleo em porções de pesado, intermediário e leve, ou ainda, 
em metano, etano, propano e outros. Este modelo é normalmente aplicado em 
reservatórios portadores de óleo volátil [56]. 
 
Os modelos térmicos são aqueles que levam em consideração as mudanças de 
propriedade dos fluidos de acordo com a variação de temperatura. É indicado para este 
modelo trabalhar com pseudo-componentes, que traduz melhor o efeito diferenciado da 
1. Introdução 
 
 3
alta temperatura nas diferentes porções do óleo. O modelo térmico é normalmente 
aplicado em reservatórios de óleo pesado. 
 
Um fator relevante com relação à simulação é a necessidade de dispor de dados de boa 
qualidade a respeito das propriedades das rochas, dos fluidos, informações geológicas, 
informações sobre o histórico de produção (vazões, produção acumulada, pressões), 
visando obter previsões mais precisas do desempenho do campo e estabelecer 
estratégias para atingir as condições ótimas de produção. Para maximizar o fator de 
recuperação de um campo, são usados métodos de recuperação secundária (injeção de 
água, injeção de gás) e/ou terciárias (injeção de polímeros, injeção de vapor) e, também 
são utilizadas tecnologias que aumentam a área exposta do reservatório à produção, 
tais como poços multilaterais. 
 
Atualmente vêm sendo estudados modelos de estruturas geológicas cada vez mais 
complexas, como reservatórios heterogêneos, falhas e estratificações. Tais estudos 
estão despertando interesses em todo o mundo, principalmente na ótica dos projetos de 
recuperação de campos maduros ou marginais. 
 
1.2 Motivação 
 
Nos últimos tempos vem se observando uma preocupação mundial a respeito da 
hipótese do esgotamento das reservas de petróleo, que é uma previsão muito 
imprecisa. Porém, a única certeza é que chegará o tempo em que a produção mundial 
chegará a um pico e depois entrará em declínio. A oferta mundial terá dificuldade de 
atender plenamente a demanda. Quando isso acontecer, a maioria dos campos de 
petróleo do mundo já estará com alto nível de recuperação, sendo considerados 
maduros. 
 
Pesquisas indicam que a maioria das reservas mundiais corresponde a reservatórios 
maduros. As grandes descobertas petrolíferas estão cada vez mais escassas, levando a 
desafios cada vez maiores e mais difíceis, como lâminas de águas profundas e, ultra-
profundas, e em ambientes inóspitos, como o continente Antártico [58]. 
 
1. Introdução 
 
 4
Somado a essas dificuldades, a crescente demanda do petróleo e seus derivados, seu 
aumento de preços em todo o mundo, só tende acelerar o quadro geral de busca por 
este produto, vital para a vida da sociedade moderna. As projeções apontam o petróleo 
como a principal fonte primária de energia para as próximas duas décadas. 
 
Deve-se salientar que a revitalização dos campos maduros e marginais pode gerar 
grandes benefícios no âmbito social e econômico para as regiões próximas às suas 
localizações. A reativação desses campos pode contribuir para o desenvolvimento de 
áreas carentes, através da geração de empregos e oportunidades de serviço, da 
reativação do comércio e da indústria local. 
 
Também devem ser adicionados outros aspectos, como as recentes instabilidades 
políticas nas principais regiões produtoras de petróleo junto com o crescimento de 
mercados consumidores, como China e Índia, contribuem para agravar as projeções 
pessimistas. 
 
Neste cenário, em agosto de 1997 houve a chamada flexibilização do monopólio estatal 
da indústria petrolífera no Brasil com a criação da Lei 9.478, que permitiu que pequenas 
e médias empresas independentes pudessem atuar na recuperação dos campos que 
passaram a ser leiloados pela Agência Nacional de Petróleo (ANP). As grandes 
empresas permaneceram interessadas em grandes projetos, altamente rentáveis. 
 
A partir desta data, uma série de campos marginalmente econômicos foi abdicada 
ficando sob responsabilidade da ANP. Grandes partes desses campos possuem um 
bom potencial petrolífero, podendo ser reabilitadas, passando a ser geradoras de 
riquezas para a sociedade [49]. 
 
Neste contexto destaca-se o surgimento de novosprojetos de recuperação como, o 
Recage, Programa de Revitalização de Campos com Alto Grau de Explotação, criado 
pela Petrobras no fim de 2004, que titula “Vida nova para reservatórios velhos”, que 
busca aumentar de forma econômica o fator de recuperação dessas áreas, diminuindo 
o declínio de produção. 
 
1. Introdução 
 
 5
O projeto atende a vários campos brasileiros situados nas unidades do Rio Grande do 
Norte-Ceará, Sergipe-Alagoas, Bahia, Espírito Santo e Bacia de Campos. O programa 
busca desenvolver e aplicar tecnologias e práticas destinadas a campos maduros, 
aprimorando as formas de gestão, racionalizando custos e maximizando a produção 
desses campos que já passaram do pico de produção previsto, porém, ainda guardam 
muito petróleo para ser extraído [55]. 
 
Também o Programa de Recuperação Avançada de Petróleo (Pravap), coordenado 
pelo centro de pesquisas da Petrobras (CENPES), tem como desafio desenvolver 
inovações tecnológicas que viabilizem a apropriação de reservas adicionais e o 
aumento da produção dos campos brasileiros já descobertos, na maioria das vezes 
considerados sub-comerciais. 
 
Além disso, destaca-se também o Projeto Campo Escola realizado em 2003, no qual a 
ANP alocou 10 campos de petróleo, cinco na Bahia e cinco no Rio Grande do Norte 
[60], que buscam: 
 
• A formação de mão-de-obra técnica e gerencial adequada à operação de 
campos terrestres; 
• Realização de testes de tecnologias e de equipamentos nacionais necessários 
para a pequena empresa. 
 
Dessa forma, fica nítido o surgimento dessa crescente preocupação com a revitalização 
dos campos considerados maduros, tanto a nível mundial como nacional através de 
companhias prestadoras de serviço e da Petrobras. Consequentemente, retirar o 
máximo possível de campos cuja curva de produção já passou de seu pico, pode vir a 
ser uma atividade estratégica e lucrativa dado ao alto valor alcançado. Além do fato de 
que o petróleo é uma matéria prima estratégica e não-renovável, por isso, quando 
descoberta, deve ser explorada ao máximo possível [61]. 
 
1.3 Objetivos 
 
O presente trabalho visa o estudo e a simulação do escoamento de fluidos em meios 
porosos com o objetivo de avaliar alguns métodos de recuperação que levem a um 
1. Introdução 
 
 6
maior fator de recuperação de hidrocarbonetos para que de alguma forma se consiga 
contribuir para o desenvolvimento sustentável do setor de O&G e, indiretamente, com 
seus impactos nos setores sociais, políticos, econômicos e ambientais. Nesse contexto 
este trabalho teve como meta desenvolver os seguintes estudos: 
 
1. Justificar o interesse da simulação de reservatórios aplicados a campos maduros e 
marginais; 
 
2. Definir alguns conceitos relativos a campos maduros e marginais; 
 
3. Fazer um estudo referente aos métodos avançados de recuperação (térmicos, 
químicos, miscíveis e microbiológicos); 
 
4. Definir as equações matemáticas que governam o fenômeno físico de escoamento de 
fluidos no meio poroso, aproximando essas equações diferenciais parciais pelo Método 
Numérico de Elementos Finitos. 
 
5. Fazer um estudo sobre um campo maduro real, simulando algumas alternativas de 
recuperação de hidrocarbonetos objetivando verificar os resultados que produzem um 
maior fator de recuperação, aliado a alguns aspectos econômicos. 
 
 
1.4 Organização do Texto 
 
Os próximos capítulos se apresentam organizados da seguinte maneira. 
 
No capítulo 2, situam-se os conceitos e características dos campos maduros e 
marginais e os principais métodos de recuperação primária, secundária e terciária. 
 
No capítulo 3, consta uma revisão bibliográfica a respeito dos métodos avançados de 
recuperação, entre eles os métodos térmicos, químicos, miscíveis e microbiológicos, 
que podem ser aplicados para recuperação dos campos maduros e marginais. 
 
1. Introdução 
 
 7
Entre os métodos analisados apenas dois destes métodos foram utilizados para o 
estudo de caso realizado no capítulo 6, o método químico que consiste no escoamento 
de fluidos bifásicos (óleo e a água aditivada com polímero) e o método miscível que 
consiste na análise de escoamento miscível. 
 
No capítulo 4, foi apresentada a formulação matemática para o escoamento bifásico de 
fluidos imiscível e deslocamentos miscíveis no meio poroso. 
 
No capítulo 5, foi apresentado o Método Numérico de Elementos Finitos utilizado para 
obter soluções aproximadas para o sistema de equações não-lineares, acopladas e 
transientes que governam o escoamento de fluidos no meio poroso. 
 
No capítulo 6, foram realizados estudos de casos, para validar o programa utilizado e 
análises de caso avaliando o fator de recuperação obtido simulando a recuperação de 
um campo maduro através dos métodos de injeção convencional de água, método 
químico e método miscível. 
 
Finalmente, no capítulo 7, são apresentadas as conclusões obtidas. 
 
 
2. Campos Maduros e Campos Marginais 
 
 
 8
Capítulo 2 
 
2. Campos Maduros e Campos Marginais 
 
2.1 Conceitos e Características 
 
Os campos de petróleo possuem um ciclo de “vida”, isto é, começam com uma curva 
ascendente até alcançar o pico de produção, atingem a fase de estabilidade e 
finalmente decaem. A Figura 2.1 ilustra as fases da vida de um campo desde o 
momento de sua descoberta até o momento de abandono. 
 
Geralmente o pico de produção é atingido nos primeiros cinco anos a partir do início da 
produção. Durante os primeiros anos, ainda são realizadas operações de instalações 
dos equipamentos de produção, perfuração de todos os poços e, entrada em operação 
dos projetos [35]. 
 
A fase seguinte, denominada pelo platô de produção, representa a capacidade de 
produção máxima, para a qual os equipamentos de produção foram dimensionados. 
Esta fase pode ser maximizada através da implantação de um número mínimo de poços 
e pela capacidade das instalações de transporte (oleodutos e gasodutos) [35]. 
 
Figura 2.1 - Fases da vida de um campo de petróleo [54]. 
 
2. Campos Maduros e Campos Marginais 
 
 
 9
Após esta fase, como pode ser visto na Figura 2.1, inicia-se o período de declínio em 
direção ao limite econômico. Entretanto, esta curva de declínio pode ser alterada 
através de técnicas de recuperação (recuperação secundária ou terciária), sem, no 
entanto ser interrompida. 
 
Neste contexto, a partir da análise das curvas de produção dos campos, é que se 
inserem os conceitos de campos maduros e campos marginais, que vêm sendo 
largamente utilizados na indústria petrolífera. 
 
Pode-se conceituar como campo maduro, todo campo que se encontra em avançado 
estágio de explotação, com índices de produção declinante que já ultrapassaram seu 
pico de produção, necessitando da aplicação de diversas técnicas de recuperação 
avançada de petróleo. É um conceito técnico operacional, associado apenas ao declínio 
do perfil de produção pela idade [58], [62]. 
 
Entre suas principais características, destacam-se dois tipos de comportamento: um de 
um longo histórico de produção, com vazões relativamente baixas e estáveis e outro 
cuja curva de produção se encontra em declínio diminuindo gradativamente sua 
rentabilidade. Possuem infra-estrutura de produção normalmente antiga devido à falta 
de investimento, além de inúmeras fases de desenvolvimento com elevado número de 
poços perfurados [36]. 
 
Grande parte dos campos maduros estão situados no mediterrâneo oriental, nas 
formações soviéticas e na América do Sul. Por exemplo, o gigante Ghawar na Arábia 
Saudita e o campo de Burgan no Kuwait que foram descobertos em meados de 1930. 
Os campos da Sibéria na Rússia que foram descobertos em 1950. E a bacia de 
Maricaibo no campo da Venezuela que foi descoberto em 1920 [5]. 
 
Normalmente, casos com grandes saturações de óleo residual se encontram em 
formações que foram produzidas antes do desenvolvimento das novas tecnologias (pré-
1970). Segundo[65], a expressão “velho” é muito mais função do seu método de 
produção e das práticas operacionais do que do tempo. 
 
2. Campos Maduros e Campos Marginais 
 
 
 10
Para recuperação destes campos é necessário primeiramente saber o local e o volume 
de óleo restante. Uma das grandes dificuldades é quantificar o óleo residual e encontrar 
as “ferramentas”, isto é, encontrar o método adequado para recuperar este óleo. Testes 
com traçadores e testes de poço são utilizados para determinar a localização e 
distribuição do óleo remanescente. Estudos de engenharia de reservatório são 
utilizados para determinar a saturação de óleo residual, como perfis de resistividade, 
neutrônicos, magnéticos e radiações gama [4]. 
 
Em geral, os campos menos rentáveis acabam sendo abandonados embora contenham 
um volume razoável de petróleo. Além do fato de serem áreas que já dispõem de toda a 
infra-estrutura necessária, como estradas de acesso, dutos de escoamento, estações 
coletoras e de transferência, plantas de processamento, constituindo um grande atrativo 
para pequenas empresas que dispõem de tecnologia avançada para reativação [62]. 
 
Já os campos marginais são campos produtores de petróleo e gás, normalmente de 
pequeno porte, cuja lucratividade, encontre-se no limiar da inviabilidade econômica, isto 
é, com baixos índices de retorno, não sendo considerados economicamente 
interessantes para as grandes empresas torná-los viáveis. 
 
Dentre as principais características dos campos maduros destacam-se, os campos com 
pequenas reservas, normalmente com problemas técnicos associados aos processos 
de produção, com ausência ou precariedade de infra-estrutura de escoamento, 
maturidade, baixa prioridade no plano de investimento da empresa, dificuldades de 
acesso a estruturas de processamento e ao mercado consumidor. 
 
Vale destacar que a classificação “campo marginal” pode ser tida como temporária. Pois 
um campo economicamente viável hoje pode vir a se tornar não econômico ao longo de 
sua vida produtiva, como também, um campo classificado como marginal hoje, poderá 
ser futuramente desenvolvido [35]. 
 
Para haver a exploração de um campo marginal é necessário que exista capital 
necessário para remover as barreiras anti-econômicas, de tal modo que, o petróleo 
produzido consiga o devido retorno dos investimentos realizados. 
 
2. Campos Maduros e Campos Marginais 
 
 
 11
Uma alternativa não recomendada seria a desativação dos campos, entretanto, para se 
desativar também requer despesas, e esta opção acaba sendo um fundo perdido. 
 
Neste contexto, necessita-se de incentivos governamentais, já que um campo marginal 
sem desenvolvimento, significa estar abrindo mão de um recurso energético estratégico 
não renovável, e que pode ser fundamental para tempos de crise. 
 
2.2 Campos Maduros e Marginais Brasileiros 
 
O Brasil apesar de outrora já ter sido indevidamente classificado como um país sem 
petróleo, com a realização de estudos geológicos, geofísicos e geoquímicos foi 
comprovado ser um país com grande potencial petrolífero. Assim, em seu vasto 
território, existem vinte e nove bacias sedimentares de interesse. 
 
Porém, uma parcela expressiva destes campos brasileiros já se encontram em fase de 
declínio, com idade média de 25 anos, existindo também campos com mais de meio 
século situados no Recôncavo Baiano. 
 
As bacias maduras brasileiras que já foram bastante exploradas, podem ser 
encontradas nos estados da Bahia, Sergipe, Rio Grande do Norte e Espírito Santo. 
Nesse contexto, alguns programas de recuperação vêm sendo realizados nesses 
estados. A Tabela 2.1 relaciona as unidades brasileiras de petróleo e o número de 
campos terrestres e marítimos existentes [55]. 
 
Tabela 2.1- Campos de petróleo terrestre e marítimos no Brasil. 
 
Localização Nº de Campos 
Terrestres 
Nº de Campos 
Marítimos 
Nº total de Campos 
UN-RNCE 41 7 48 
UN-SEAL 16 6 22 
UN-BA 62 1 63 
UN-ES 35 1 36 
UN-BC - 30 30 
 
 
2. Campos Maduros e Campos Marginais 
 
 
 12
2.2.1 Exemplos de Recursos Utilizados na Revitalização de Campos 
Maduros 
 
Na unidade de exploração e produção de Sergipe-Alagoas (UN-SEAL), foram 
perfurados poços em linhas paralelas às falhas geológicas, aumentando a área para 
produção. Foram utilizadas novas tecnologias e iniciativas que envolveram o aumento 
da injeção de água e de vapor, obtendo significativo acréscimo de produção, em 2005. 
 
Na unidade do Rio Grande do Norte e Ceará (UN-RNCE), utilizou-se da injeção de 
vapor para a recuperação de óleos pesados como nos campos de Estreito, Alto do 
Rodrigues e Fazenda Belém. A unidade do Espírito Santo (UN-ES) também apresenta 
áreas de óleo pesado nos campos de Fazenda Alegre, Córrego das Pedras Sul e 
Córrego Cedro Sul com reservas de óleo de 10º a 11º API. 
 
Já o campo de Buracica, na unidade da Bahia (UN-BA) foi revitalizado a custas de 
melhorias, como a perfuração de novos poços, alguns em linhas paralelas, próximo à 
falha geológica. Além de injeção de CO2 e água para a recuperação suplementar. 
 
Existe uma preocupação especial com a unidade da Bacia de Campos UN-BC 
responsável por 82% da produção do petróleo brasileiro, que após três décadas de sua 
descoberta na região de Garoupa em 1974, já possui campos em sua fase madura. 
Neste cenário, destacam-se os campos localizados na parte central da bacia, 
responsáveis por uma parcela expressiva da produção e que enfrentam um declínio de 
8% ao ano, passando a serem considerados os “primos pobres” da bacia, após o 
“boom” do descobrimento. Isto é, essas áreas respondem a 890 mil barris/dia de óleo 
frente a 1,45 milhões de barris/dia extraídos em toda a bacia. 
 
Entretanto, a UN-RIO que gerencia Roncador, Marlin Sul, Albacora Leste, Marlim Leste 
e Barracuda-Caratinga vem alcançando melhores projeções, cabendo destacar o 
campo de Albacora que estava com sua produção em declínio e recebeu melhorias de 
gerenciamento, voltando a se inserir nos novos planos de projeto da Petrobras. Entre as 
iniciativas adotadas neste campo, destacam-se o aumento da injeção de água, 
perfuração de novos poços produtores e a implantação de novos projetos de injeção de 
água e vapor [55]. 
2. Campos Maduros e Campos Marginais 
 
 
 13
2.3 Principais Métodos de Recuperação 
 
Os reservatórios de petróleo, assim que descobertos, possuem energia natural 
suficiente para produzir os fluidos até a superfície, denominados como “poços 
surgentes“. Isto é, possuem pressão suficiente para vencer as perdas no meio poroso, 
na coluna e linhas de produção. Porém, com o desencadear da produção, esta energia 
natural é reduzida, e a pressão disponível se torna insuficiente para continuar 
produzindo uma vazão economicamente viável, devido aos efeitos de descompressão 
dos fluidos no reservatório, das forças capilares, forças gravitacionais, efeitos da 
viscosidade e resistências oferecidas pelas tortuosidades e estrangulamentos dos 
canais porosos [59]. 
 
2.3.1 Recuperação Primária 
 
A denominação de recuperação primária está relacionada aos reservatórios que utilizam 
da energia natural disponível para produzir o petróleo para a superfície. Sendo que em 
muitos casos, busca-se maximizar o tempo de produção por surgência, já que estes são 
capazes de produção a menores custos, quando comparados com os poços que 
utilizam da elevação artificial. 
 
O Fator de recuperação médio global está estimado em 35%, denominado como “óleo 
fácil”. A produção adicional a este valor vai depender da utilização de tecnologias 
adequadas, viabilidade econômica e estratégias de gerenciamento do reservatório [64]. 
 
A produção de fluidos por surgência pode ser explicada devido a dois fatores principais. 
Um deles, a descompressão, que gera a expansão dos fluídos no reservatório junto 
com a contração do volume poroso. O outro fator é o deslocamento de um fluido por 
outro fluido. O conjuntode fatores que causam esses efeitos denominam-se 
mecanismos de produção [50]. 
 
2.3.2 Mecanismos de Produção 
 
2.3.2.1 Mecanismo de Gás em Solução 
2. Campos Maduros e Campos Marginais 
 
 
 14
No mecanismo de gás em solução, a produção ocorre devido à energia que se encontra 
armazenada na própria zona de óleo. Com a produção, a pressão do reservatório vai 
diminuindo causando a expansão dos fluidos e a diminuição do volume poroso. 
Entretanto, devido à baixa compressibilidade dos fluidos e da formação, a pressão cai 
rapidamente até que se atinge o ponto de bolha, onde as frações mais leves do óleo se 
vaporizam. 
 
A partir daí se inicia propriamente o mecanismo de gás em solução, pois como o gás é 
muito compressível, ele se expande mais que o óleo, deslocando o líquido para fora do 
meio poroso. O problema deste método é a constante queda de pressão. As bolhas de 
gás passam a se tornar uma fase contínua e a energia que impulsionava o óleo para 
fora do reservatório passa a ser drenada junto a ele, resultando em baixas 
recuperações, inferiores a 20%. Tem a característica de uma vida de surgência muito 
curta. 
 
2.3.2.2 Mecanismo de Capa de Gás 
 
Este mecanismo ocorre quando existe uma zona de gás na parte superior do 
reservatório. Com a produção do óleo, a queda de pressão do reservatório é transmitida 
para a capa de gás, que se expande penetrando na zona de óleo. E como o gás tem 
alta compressibilidade, este se expande sem haver uma rápida queda de pressão. O 
desempenho deste mecanismo depende do tamanho relativo da capa de gás [50]. 
 
2.3.2.3 Mecanismo de Influxo de Água 
 
O mecanismo de influxo de água ocorre quando o reservatório se encontra em contato 
direto com uma grande acumulação de água. A queda de pressão causada pela 
produção dos hidrocarbonetos é transmitida para o aqüífero que se expande reduzindo 
o volume poroso. Devido a esta falta de espaço suficiente para conter os fluidos, a água 
invade a zona de óleo deslocando-o para a superfície e contribuindo para a manutenção 
da pressão. 
 
2. Campos Maduros e Campos Marginais 
 
 
 15
Existe ainda o mecanismo de segregação gravitacional, quando a força da gravidade 
beneficia a separação dos fluidos de acordo com a suas massas específicas, 
propiciando a formação de mecanismos de capa de gás e influxo de água. 
 
Além destes mecanismos, outros fatores também influenciam no aumento da produção 
por surgência, por exemplo, um adequado controle da produção através de testes 
periódicos para acompanhar a queda de pressão, adequado controle de danos 
causados à formação durante a etapa de perfuração, controle das propriedades dos 
fluidos produzidos (viscosidade, razão água-óleo RAO, razão gás-líquido RGL, BSW, 
grau API) [50], [59]. 
 
2.3.3 Recuperação Secundária 
 
Com a necessidade do aumento da produção de óleo e devido à rápida queda de 
pressão dos poços naturais, surgiu a necessidade de utilizar métodos capazes de 
suplementar esta energia primária através de métodos artificiais, conhecidos como 
métodos de recuperação secundária. Injeção de água e injeção de gás, estão entre os 
métodos de recuperação secundária. 
 
Antigamente, os métodos de Recuperação Secundária só eram utilizados quando a 
produção começava a ser anti-econômica. Atualmente, esses métodos vêm sendo 
aplicados bem antes do término da Recuperação Primária. 
 
A injeção de fluidos no reservatório é baseada em mecanismos puramente mecânicos. 
Objetivam fornecer pressões necessárias para deslocar o óleo para fora da rocha-
reservatório e ocupar o espaço deixado pelo fluido produzido. Porém, existe ainda uma 
parcela do óleo que permanece retida, chamada de “óleo residual”. 
 
O esquema de injeção tem um fator relevante na eficiência do varrido. Nesse sentido 
existem diferentes formas de injeção. A injeção periférica pode ser no topo ou na base 
do reservatório. A injeção no topo é mais indicada no caso de gases, devido à diferença 
de densidade, enquanto que a injeção de água é feita na base, analogamente aos 
mecanismos de produção. Porém, não existe uma rigidez entre a disposição dos poços. 
É comum, com o passar do tempo, poços de produção, ser transformados em poços de 
2. Campos Maduros e Campos Marginais 
 
 
 16
injeção. 
 
No caso de reservatórios que abrangem grandes áreas, pode se utilizar de malhas de 
injeção. Entre os esquemas utilizados, estão os modelos cinco poços, sete poços e 
nove poços, ilustrados na Figura 2.2. 
 
 
 
 
 
 
Figura 2.2 - Configurações de malha cinco poços, sete poços e nove poços. 
 
Para avaliar a eficiência da injeção, é usual realizar cálculos para estimar a área do 
reservatório que foi invadida pelo fluido deslocante, em diferentes tempos. A eficiência 
de varrido horizontal pode ser obtida pela relação entre a área invadida pelo fluido 
injetado e a área total do meio poroso [50]. 
 
Uma maneira de acompanhar a injeção de fluidos no reservatório pode ser feita a partir 
das linhas equipotenciais e linhas de fluxo que são criadas após a injeção de água no 
reservatório. As linhas equipotenciais representam à distribuição de pressão no 
reservatório, sendo que as linhas de maiores pressões estão próximas ao poço injetor. 
Já as linhas de fluxo são linhas perpendiculares às linhas equipotenciais e representam 
trajetória do fluxo. Um exemplo de linhas de fluxo está ilustrado na Figura 2.3, que 
mostra a trajetória dos fluidos do poço injetor ao poço produtor. 
 
 
Figura 2.3 – Linhas de Fluxo do Poço Injetor e 
Poço Produtor [50]. 
 
Uma curva típica do padrão de recuperação de óleo através da injeção de água no 
2. Campos Maduros e Campos Marginais 
 
 
 17
reservatório na Figura 2.4, que relaciona o volume de óleo recuperado pelo volume de 
água injetado. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Note que o trecho linear significa que o volume de água injetado conseguiu deslocar o 
mesmo volume de óleo do reservatório. O ponto de transição da curva de 
comportamento linear para não-linear é conhecido como “breakthrough”. A partir deste 
ponto, o volume de água injetado não é proporcional ao volume de óleo produzido, 
ficando uma parcela retida no reservatório e, uma certa quantidade de água começa a 
ser produzida junto com o óleo. 
 
Em um projeto de injeção de água, vários aspectos devem ser levados em conta, como 
o tipo de rocha, sedimentos, salinidade da água de injeção, para saber se são 
compatíveis ou não, a fim de evitar fenômenos de inchamento das argilas, conhecidos 
como “choques salinos”. 
 
Além da necessidade de se avaliar as características de mobilidade dos fluidos 
deslocado e deslocante, objetivando evitar a formação de “dedilhamentos”, isto é, 
caminhos preferenciais da água em direção ao poço produtor que se assemelham ao 
formato de dedos, cabe também, destacar estudos referentes a geometria do 
reservatório e valores de profundidades, para obter um controle ideal da pressão 
máxima de injeção, visando evitar fraturamentos [50]. 
 
Entre as desvantagens deste método situam-se os problemas associados à corrosão 
das colunas de injeção, principalmente em casos de águas com salinidade elevada e 
com gases dissolvidos, como oxigênio, sulfeto de hidrogênio e dióxido de carbono, 
 
Figura 2.4 - Curva Volume Óleo Deslocado x 
Volume de Água Injetado [51]. 
2. Campos Maduros e Campos Marginais 
 
 
 18
necessitando da utilização de equipamentos com materiais adequados [50]. 
 
Na maioria dos casos, não se deve esperar o declínio total da produção para iniciar a 
injeção dos fluidos. A boa engenharia recomenda que estes métodos sejam utilizados 
bem antes que isto aconteça [59]. 
 
2.3.4 Métodos de Recuperação Terciária 
 
Apesar da utilização dos métodos de recuperação secundária, estes só conseguem 
elevar a recuperação média de 15% a 20% para 30% a 40%, sendo que sua curva de 
produção continua a declinar. Na maioria dos casos, os campos já estãoem avançado 
estágio de exploração e, acabam atingindo seu limite econômico, passando a ser 
tamponados e abandonados, mesmo ainda contendo volumes consideráveis de 
acumulações de óleo. 
 
Os métodos de recuperação terciários são os mais indicados para a recuperação dos 
campos maduros, pois buscam recuperar reservatórios que apresentam óleos com alta 
viscosidade e elevadas tensões interfaciais. Neste cenário, a aplicação dos métodos 
convencionais de recuperação secundária, não é suficiente. 
 
Entre os principais métodos de recuperação terciária estão: 
 
• Métodos Térmicos 
• Métodos Miscíveis 
• Métodos Químicos 
• Métodos Microbiológicos 
 
Nas ultimas décadas, os métodos de recuperação secundária passaram a ser 
classificados como métodos convencionais de recuperação secundária. Já os métodos 
terciários passaram a ser denominados como métodos especiais de recuperação 
secundaria ou métodos de recuperação avançada, que na língua inglesa passou a ser 
conhecido como EOR (Enhanced Oil Recovery). Porém, recentemente vem sendo 
utilizado o termo IOR (Improved Oil Recovery) que engloba os antigos métodos 
especiais de recuperação e qualquer outro método não convencional que aumente a 
recuperação ou acelere a produção em relação aos métodos de recuperação primária 
2. Campos Maduros e Campos Marginais 
 
 
 19
ou secundária [50]. 
 
2.4 Técnicas para melhorar a Recuperação (IOR) 
 
Normalmente, durante a vida produtiva do campo, também são utilizados algumas 
técnicas para melhorar a recuperação, conhecidas como “Improved Oil Recovery”. Entre 
elas, estão o fraturamento, acidificação, utilização de poços direcionais, otimização da 
injeção e reinjeção de água, campos inteligentes, reinterpretação sísmica, sísmica 3D e 
novas ferramentas de perfilagem. Entre essas, destacam-se: 
 
2.4.1 Fraturamento hidráulico 
 
O fraturamento hidráulico é uma técnica de estimulação que teve origem em meados de 
1949, muito utilizada atualmente para aumentar o índice de produtividade de um poço. 
 
A operação de fraturamento, consiste no bombeio de fluidos a altas pressões para 
dentro do poço, exercendo grandes pressões na formação rochosa. A partir de um 
determinado estágio de saturação, a formação não consegue mais absorver os fluidos 
bombeados, aumentando ainda mais a pressão, até que se inicie uma fratura que vai se 
propagando desde a parede do poço até a zona produtora [52]. 
 
Entre as vantagens deste método, são os caminhos preferenciais de alta 
permeabilidade criados pelas fraturas, modificando o modelo de fluxo dentro da falha, 
oferecendo menores perdas de carga, maximizando a produção. Em casos de dano no 
reservatório, a fratura pode ultrapassar a zona com permeabilidade restringida [52]. 
 
Uma atenção especial deve ser dada aos fluidos de fraturamento. Eles devem conter 
agentes de sustentação e substâncias químicas que impeçam que a fratura induzida se 
feche, ao cessar o diferencial de pressão. O mais comum é a utilização de agentes 
temporários de sustentação como naftalenos, pedaços de rochas salinas e outros. 
 
Esses agentes de sustentação são removidos, devido sua própria dissolução pelos 
fluidos [46]. Existe hoje no mercado uma grande variedade de fluidos de fraturamento 
2. Campos Maduros e Campos Marginais 
 
 
 20
hidráulico, à base de óleo, à base de água, à base de álcool, emulsões, espumas e 
outros, para que o fluido escolhido seja compatível com a formação [52]. 
Um aspecto relevante é o necessário monitoramento da geometria da fratura, 
comprimento, largura e altura, a fim de evitar danos exagerados levando ao colapso da 
formação. Para tanto, deve ser feito um controle adequado da viscosidade do fluido de 
fraturamento e sua compressibilidade na formação. 
 
2.4.2 Perfuração de poços Direcionais e Horizontais 
 
Outra alternativa para aumentar o fator de recuperação é através de poços horizontais 
ou de grande inclinação e afastamento, permitindo maior velocidade de drenagem do 
reservatório. Nesse sentido, muitos estudos vêm sendo desenvolvidos para solucionar o 
problema da prisão da coluna de perfuração. 
 
2.4.3 Reinterpretação da Sísmica, sísmicas 3D e novas ferramentas 
de perfilagem 
 
 
A reinterpretação sísmica e a utilização de modelos de sísmica 3D, são alternativas que 
vêm sendo utilizadas a fim de se descobrir novas reservas nos campos maduros, 
permitindo fazer alterações nos desenhos das malhas de injeção de água e nas 
estratégias de recuperação. 
 
Deve se destacar também, a utilização de novas tecnologias, como ferramentas de 
perfilagem de poço revestido para identificação de novos intervalos produtores. 
 
 
 
 
3. Métodos Avançados de Recuperação (EOR) 
 
 21
Capítulo 3 
 
3. Métodos Avançados de Recuperação (EOR) 
 
Os métodos avançados de recuperação, “Enhanced Oil Recovery” (EOR), não estão 
associados a uma fase da vida produtiva do reservatório. De acordo com [31], EOR é 
a recuperação através da injeção de qualquer substância artificial no reservatório. 
Segundo [31], existem quatro formas de se ampliar reservas, entre elas: 
 
1 - Descobrir novos campos; 
2 - Descobrir novos reservatórios; 
3 - Estender a área do reservatório em um campo já conhecido; 
4 – Redefinir as reservas devido a novas tecnologias de recuperação; 
 
Assim a eficiência de uma recuperação avançada depende de alguns fatores, tais 
como: 
 
- Características do Reservatório: profundidade média, homogeneidade, inclinação, 
propriedades petrofísicas [31]. 
 
• Reservatórios Rasos: limitações quanto a pressões de injeção. 
• Reservatórios Profundos: limitações econômicas, custos para perfurar poços 
extras, a potência necessária de compressão do gás. 
• Homogeneidade do Reservatório: para o fluido fluir, não deve existir muitos 
empecilhos como falhas isolantes, fácies com grandes variações de 
permeabilidade influenciando na comunicação entre poços injetores e 
produtores. 
• Propriedades Petrofísicas: permeabilidade, pressão capilar, molhabilidade. 
 
- A natureza dos fluidos deslocante e deslocado. 
 
Na maioria dos casos, após a produção, deve-se a quantidade de óleo retido: 
 
 
3. Métodos Avançados de Recuperação (EOR) 
 
 22
- Baixa varredura do reservatório. 
- Óleo retido devido a forças capilares na zona invadida ou devido a elevadas 
viscosidade. 
 
Para solucionar a eficiência de varrido, o método mais indicado é a injeção de 
polímeros para controlar a razão de mobilidade entre o óleo e o fluido injetado. 
 
Para eliminar as forças capilares e melhorar a eficiência de deslocamento, os métodos 
mais indicados são: os métodos miscíveis e injeção de surfactante. 
 
E para melhorar tanto a eficiência de varrido como a eficiência de deslocamento, tem-
se: injeção de solução micelar, injeção alternada de água e gás (WAG), os métodos 
térmicos e microbiológicos. 
 
3.1 Métodos Térmicos 
 
O mecanismo de recuperação térmica foi um dos primeiros métodos a ser 
desenvolvido para solucionar o problema da recuperação de óleos muito viscosos, 
devido à simplicidade de seu fenômeno físico. Seu processo é baseado no fato de que 
o calor transferido ao reservatório aquece o óleo diminuindo sua viscosidade, 
facilitando o seu escoamento para o poço produtor. 
 
Na prática este é um método eficiente, porém, requer investimento pesado e 
procedimentos especiais de operação quando comparado com os métodos 
convencionais. 
 
Este método também contribui para manter a pressão do reservatório, pois o óleo ao 
se aquecer se expande servindo de energia para expulsar os fluidos do reservatório. 
Cabe também destacar que o calor transferido causa a vaporização das frações leves 
do óleo, que em contato com a formação mais fria se condensa, formando um solvente 
ou banco miscível à frente da zona de vapor. 
 
Existem duas categorias de métodos térmicos: 
 
- Com calor é produzido na superfície (Injeção de Fluidos Aquecidos: Vapore Água 
Quente). 
3. Métodos Avançados de Recuperação (EOR) 
 
 23
- Com calor é gerado na formação (Combustão in Situ). 
 
No primeiro caso, o fluido injetado carrega o calor produzido. Enquanto que no 
segundo, o fluido injetado é um dos reagentes envolvidos na reação exotérmica [31]. 
 
Uma explicação analítica do princípio da recuperação térmica pode ser observada 
através da Lei de Darcy, que prova que o fluxo de fluidos no reservatório é 
inversamente proporcional a viscosidade como pode ser observado na equação (3.1) 
3.1.1 Injeção Contínua de Vapor 
 
A partir da primeira aplicação de vapor na Venezuela em meados de 1950, percebeu-
se um crescimento considerável na produção de óleo pesados. 
 
Este crescimento ocorreu devido aos avanços tecnológicos realizados na área, que 
incluíam pesquisas sobre a geração, distribuição, injeção, facilidades de produção e 
previsão de desempenho. Atualmente, os métodos de injeção de vapor vêm sendo 
utilizados em todo o mundo para a recuperação de jazidas de óleos pesados (14º 
< API <19º). Grau º API é a escala utilizada pelo Instituto Americano de Petróleo 
(“American Institute of Petroleum) para medir a densidade relativa de líquidos, 
conforme descrito em (3.2) 
onde 0d é a densidade da amostra do óleo a ser analisado. 
 
No Brasil, o primeiro projeto de injeção de vapor ocorreu no campo de Carmópolis, no 
estado de Sergipe em 1978. O segundo projeto foi no campo Fazenda Belém no 
estado do Rio Grande do Norte. 
 
O processo de injeção contínua de vapor é similar à injeção contínua de água, sendo 
que o vapor é injetado dentro dos padrões de temperatura requeridos. O vapor é 
gerado na superfície e injetado em formação capaz de resistir às altas temperaturas. 
 
L
PKAq
μ
Δ
= (3.1) 
0
141,5 131,5API
d
° = − (3.2) 
3. Métodos Avançados de Recuperação (EOR) 
 
 24
O deslocamento do óleo através da injeção de vapor ocorre devido a vários fatores, 
entre eles: a redução da viscosidade, a expansão e destilação do óleo. Com o 
aumento da temperatura, as frações mais leves do óleo se vaporizam e se deslocam 
até encontrar frações mais frias, onde se condensam. 
 
Neste mecanismo, a condensação do vapor permite formar um banco de água quente 
situado à frente da zona de vapor. Quando a água condensada atinge a mesma 
temperatura da formação, atuam na manutenção de pressão e no deslocamento do 
óleo pela água, efeitos semelhantes ao que se observam na injeção de água. Um 
esquema de uma planta de injeção de vapor está ilustrado na Figura 3.1. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Apesar da eficiência de recuperação, a injeção de vapor também apresenta algumas 
desvantagens. 
 
Entre elas, está a dificuldade de avaliação deste método, pois o vapor, ao se resfriar, 
se condensa retornando à fase líquida. Para casos em que a salinidade da água de 
injeção, é semelhante à da água de formação, não se sabe se a água encontrada 
junto com o óleo recuperado é decorrente da injeção de vapor, ou se é água 
proveniente da formação. Para solucionar este problema de acordo com [40] vários 
projetos vêm sendo desenvolvidos para utilizar produtos químicos como géis capazes 
de resistir a grandes temperaturas e auxiliar na identificação da água produzida. 
 
A produção de grandes volumes de água também é uma das características deste 
método, sendo necessário tomar certos cuidados com o descarte desta água. De 
acordo com [27] um terço da água produzida pode ser reaproveitada para geração de 
 
Figura 3.1 – Esquema planta de Injeção de Vapor [66]. 
3. Métodos Avançados de Recuperação (EOR) 
 
 25
vapor. A sobra é injetada em aqüíferos profundos ou disposta em pontos de 
evaporação. Entretanto, essa prática vem se tornando cada vez mais difícil, pois os 
aqüíferos estão se tornando cheios, além das restrições ambientais, que aumentam 
cada vez mais o custo destas operações. Neste sentido, esforços de pesquisa 
resultaram no tratamento desta água, isto é, a retirada do óleo, filtração, tornando-a 
aceitável para venda comercial ou descarte. 
 
Cabe aqui destacar uma série de problemas associados aos aspectos operacionais, 
como a necessidade da existência de colunas de injeção apropriadas, isto é, tubos 
com isolamento adequado para resistir as grandes temperaturas. 
 
Uma atenção especial deve ser dada com relação aos riscos de acidentes que este 
método oferece aos operadores. É freqüente o vazamento de vapor nas juntas dos 
equipamentos, devido à dificuldade de vedação, podendo causar perigosos acidentes, 
por se tratar de elevadas temperaturas. Em [27] foi observada a utilização de teflon 
nas juntas para reduzir as perdas de vapor. 
 
Outro aspecto importante está associado à deterioração da formação, pois com 
excesso de calor, parte do cimento da formação se deteriora causando o 
desmoronamento e a formação das chamadas “cavernas”, dificultando ainda mais a 
recuperação do óleo. A produção de areia é prejudicial ao funcionamento da bomba, e 
causa a deterioração de outros equipamentos. 
 
3.1.2 Injeção Cíclica de Vapor 
 
O processo de injeção cíclica de vapor, também conhecido como “huff and puff ”, é 
formado por três etapas. A etapa de injeção de vapor, de propagação de calor e de 
produção [45], [33]. Podem ser detalhadas como: 
 
- Etapa de injeção: o vapor é injetado na máxima vazão possível; 
- Etapa de propagação de calor: o poço permanece fechado para o calor se difundir e, 
todo vapor injetado se condensa aquecendo as rochas e os fluidos próximo a região. A 
duração deste tempo depende da quantidade de vapor injetado. 
- Etapa de produção: óleo começa a ser produzido a uma vazão maior. 
 
Esta técnica requer apenas um poço, usado alternadamente, como produtor e injetor. 
 
3. Métodos Avançados de Recuperação (EOR) 
 
 26
Este processo é largamente utilizado como uma técnica de estimulação térmica, pois 
ela atua nas proximidades do poço. O aumento da temperatura, permite a redução da 
viscosidade do óleo na vizinhança do poço e limpeza dos canhoneados. 
 
Durante o período de injeção e propagação de calor, ocorre uma significativa redução 
da viscosidade do óleo e a expansão dos fluidos do reservatório. Quando o poço volta 
a operar, o óleo passa a ser rapidamente produzido, estabilizando numa vazão bem 
maior do que a anterior ao processo [1], [9]. 
. 
3.1.3 Injeção de Água Quente 
 
A estimulação cíclica do reservatório através da injeção de água quente é similar à 
injeção cíclica de vapor, entretanto, esta possui menor eficiência, pois a temperatura 
alcançada com a injeção de água quente é bem inferior à temperatura atingida pelo 
vapor, sendo necessário um volume muito grande de água para elevar a temperatura 
do reservatório. A água quente tem baixo calor latente, e o calor sensível é 
rapidamente perdido, fazendo com que a água esfrie quando em contato com o 
reservatório, enquanto que o vapor só começa a perder temperatura quando a última 
gota de vapor se condensa. 
 
Em contrapartida, a injeção de água quente oferece algumas vantagens quando 
comparada à injeção de vapor, pois é capaz de fornece maior pressão aos 
reservatórios, além de oferecer pequenas modificações no sistema de injeção de água 
convencional, sendo considerada de fácil adaptação. 
 
Normalmente a injeção de água quente vem sendo preferencialmente utilizada para os 
seguintes casos: 
 
- Regiões sensíveis à água doce que apresentam problemas de inchamento de 
argilas. 
- Formações muito profundas que levariam a condensação do vapor injetado antes 
deste alcançar o reservatório. 
- Reservatórios que foram submetidos a um longo tempo de injeção de água 
convencional, sendo necessário um grande volume de vapor para aquecer e deslocar 
grandes quantidades de água. 
 
3. Métodos Avançados de Recuperação (EOR) 
 
 27
O processo consiste em três passos básicos. Primeiramente a água quente é injetada 
no poço por um determinadoperíodo de tempo. Como próxima etapa, o poço é 
fechado para permitir uma maior transferência de calor da água para o reservatório. 
Esta fase do processo é denominada de período de embebição. No terceiro passo, o 
poço retorna à operação, tendo como resultado um acréscimo na capacidade 
produtiva devido à redução da viscosidade e a limpeza da região próxima ao poço 
[18]. 
 
Um gráfico comparativo entre a recuperação através da injeção de vapor, água quente 
e água fria pode ser observado em [33], de acordo com a Figura 3.2. 
 
Outro grande problema, ocorre tanto na injeção de água quente como na injeção de 
vapor, é a determinação das perdas de calor que ocorrem após um período de tempo 
de injeção. Nesse sentido, alguns autores apresentaram soluções para o problema de 
perda de calor, e cálculos para determinar a quantidade suficiente de vapor ou água, 
necessários para mover a zona de alta temperatura do poço injetor, para o poço 
produtor. 
 
3.1.4 Combustão “in Situ” 
 
O processo de recuperação de óleo através da combustão “in situ” (“ISC - In Situ 
Combustion”) vem sendo objeto de grandes interesses, esforços, e consideráveis 
frustrações, por aproximadamente trinta anos. Conceitualmente este método possui 
uma grande atratividade técnica e econômica e vem estimulando extensos trabalhos 
de laboratório chegando a 40 estudos em campo-projeto [19]. 
 
 
Figura 3.2 – Comparação entre os Métodos Injeção de Vapor, Água 
Quente e Água Fria [33]. 
3. Métodos Avançados de Recuperação (EOR) 
 
 28
Infelizmente, na prática, a combustão “in situ” tem muitas complicações, quando 
comparada com a injeção de vapor. Entre as razões das dificuldades de aplicação 
deste método, podem-se citar os problemas operacionais, dificuldades de controle e 
os altos custos. 
 
Este método é normalmente utilizado em casos de óleos excessivamente viscosos e já 
no final da vida produtiva do reservatório. 
 
No método da combustão “in situ”, primeiramente injeta-se ar aquecido no 
reservatório, que causará a oxidação do óleo e a conseqüente liberação de calor. O 
calor gerado intensifica cada vez mais a oxidação, elevando a temperatura, até que se 
alcance o “ponto de ignição”, dando início à combustão. A partir daí, pode-se injetar ar 
frio que o processo tem continuidade [61]. Uma série de diferentes estratégias de 
operação vem sendo testadas para iniciar e manter a combustão no reservatório. 
 
 O processo de combustão funciona como um pistão para deslocar as frações mais 
leves, recuperando o óleo remanescente. A temperatura da frente de combustão pode 
atingir até 700°C. 
 
Os dois aspectos mais complexos e mais importantes de todo o processo de 
combustão “in situ” é a formação do “coque” e a combustão. O “coque” é o resíduo 
formado após a vaporização das frações mais leves do óleo e funciona como 
combustível que alimenta a frente de queima. As frentes existentes no processo de 
combustão “in situ” estão ilustradas na Figura 3.3. 
 
Figura 3.3 – Diferentes zonas de temperaturas causadas pela Combustão in Situ [66]. 
 
- Zona 1: Zona Queimada. 
3. Métodos Avançados de Recuperação (EOR) 
 
 29
 
- Zona 2: Frente de Combustão, o oxigênio é consumido pela reação de combustão do 
hidrocarboneto, restando o coque. Ponto de mais elevada temperatura (podendo 
alcançar até 700ºC) que pode variar de acordo com a natureza dos sólidos, líquidos e 
gazes presentes. 
 
- Zona 3: Zona de Vaporização onde as frações leves já se vaporizaram, restando o 
óleo residual. 
 
- Zona 4 : Zona de Condensação: neste ponto a temperatura não é tão alta, não 
gerando significativas mudanças químicas. Esta zona é formada pelos gases da 
combustão, fluidos deslocados e água. 
 
Normalmente, a frente de combustão se move do poço injetor para o poço produtor. 
Entretanto, de acordo com [19], uma outra alternativa seria a combustão reversa, onde 
a combustão é iniciada no poço produtor e se desloca em direção ao poço injetor. Este 
processo térmico pode ser realizado a “seco” ou com injeção de água junto ao gás, 
conhecido por combustão “molhada”. 
 
A adição de água é considerada benéfica, pois esta aumenta a produção de vapor que 
é capaz de transportar melhor o calor da combustão, além de melhorar a eficiência do 
deslocamento e reduzir a quantidade de ar necessária para o processo. Uma nova 
variação é conhecida por combustão “super-molhada”, com uma fração de água ainda 
maior. 
 
Entre as desvantagens deste método, cabe destacar a distribuição ineficiente do calor, 
causando o aquecimento desnecessário de algumas zonas e danos nos equipamentos 
de produção. 
 
Talvez um dos grandes obstáculos para aperfeiçoar o processo da combustão “in situ” 
esta na dificuldade em obter modelos numéricos para prever o desempenho do 
reservatório devido à complexidade do fenômeno da combustão “in situ”. É fato que 
um bom projeto de campo, normalmente depende de experimentos em laboratório e 
estudos de simulação numérica. Nesse sentido, os estudos de laboratório se 
depararam com empecilhos associados à falta de critério de escala para realizar o 
experimento. 
3. Métodos Avançados de Recuperação (EOR) 
 
 30
Em [19] foi proposta uma escala de critérios e aproximações, porém estes 
experimentos são caracterizados por serem muito custosos. A simulação numérica 
poderia remediar este problema e fazer previsões do comportamento da combustão no 
campo. Entretanto, a simulação numérica também possui suas restrições e 
dificuldades, tais como a falta de simulações microscópicas do processo, a 
necessidade de utilizar malhas adaptativas, além de problemas para controlar as 
instabilidades. 
 
Uma nova geometria de poços vem sendo desenvolvida na tentativa de evitar os 
problemas originados na combustão convencional. Este novo método integra avanços 
tecnológicos com poços horizontais, conhecido como THAI (Toe to Heel air Injection), 
originado no Canadá [41]. Nesse método, o processo ocorre de maneira mais 
estabilizada, ao restringir o fluxo de fluidos a uma zona móvel estreita a favor da 
gravidade, em direção a seção exposta do poço produtor horizontal, garantindo um 
maior controle do gás e a manutenção do calor na temperatura desejada [23], [24], 
[62]. 
 
3.1.5 Inovações Tecnológicas 
 
Em [27] foi feito um estudo das inovações tecnológicas das últimas décadas para 
incrementar a recuperação térmica, onde foi discutido como cada método contribuiu 
para o crescimento da produção de óleo pesado. 
 
3.1.5.1 Otimização do Esquema de Poços para Injeção de Vapor 
 
A utilização de poços horizontais com injeção de vapor ocorreu devido à necessidade 
da recuperação de óleos muito pesados definidos como betume. As reservas mundiais 
nesta forma de hidrocarbonetos são estimadas em quatro trilhões de barris. Como o 
betume é praticamente imóvel no reservatório, mesmo em reservatórios aquecidos, a 
injeção vertical de vapor não foi muito eficiente para sua recuperação [27]. 
 
A utilização de poços horizontais, conhecidos como “Steam Assited Gravity Drainage -
SAGD” vem servindo de alternativa para recuperação dessas grandes reservas de 
óleos pesados. Este método consiste na utilização de 2 poços horizontais, um no topo 
e outro na base do reservatório, como ilustrado na Figura 3.4. 
 
3. Métodos Avançados de Recuperação (EOR) 
 
 31
Neste processo, o vapor é injetado no poço superior formando uma espécie de 
“câmara de vapor” que transfere calor ao óleo, e este passa a fluir verticalmente para o 
poço produtor, a favor da gravidade [9], [27]. 
Poço Injetor de Vapor
Poço Produtor
 
Figura 3.4 - Poços produtores e injetores horizontais. 
 
No Brasil, segundo [41], este projeto foi testado nas unidades UN-ES, UN-SEAL, UN-
RNCE, não demonstrado um incremento significativo na produção. 
 
Outra alternativa, de acordo com [27], é utilizar a disposição mostrada na Figura 3.5. 
Poço Produtor
Poço Injetor de Vapor