Método semi-analítico para determinação de estratégia ótima para injeção WAG miscível.

Abstract

A injeção alternada de água e gás (Water Alternating Gas - WAG) é uma técnica estabelecida de Recuperação Avançada de Petróleo que envolve a alternância de injeções de água e gás para aumentar a eficiência de varredura e maximizar a recuperação de hidrocarbonetos. Recentemente, a WAG tem sido reconhecida por sua eficácia na reinjeção de gás em reservatórios offshore, especialmente aqueles com alto teor de 𝐶𝑂2 , como os reservatórios de pré-sal do Brasil. O desempenho da WAG é influenciado por propriedades do reservatório e parâmetros de injeção, sendo a proporção WAG uma variável crítica. Proporções WAG mal projetadas podem resultar em recuperação sub ótima de petróleo, tornando sua otimização essencial para uma recuperação bem-sucedida. Vários estudos têm empregado técnicas como redes neurais artificiais e algoritmos bio-inspirados para determinar a proporção WAG ideal, mas os altos custos computacionais associados a esses métodos limitam sua aplicação prática em modelos reais. Nesse contexto, é necessária uma metodologia analítica ou semi-analítica de baixo custo computacional para encontrar a proporção WAG para a injeção WAG miscível. Esse estudo apresenta uma metodologia semi-analítica para determinar a proporção WAG com base na razão de solubilidade do gás no óleo (Rs). O Rs é usado para determinar a quantidade ideal de água e gás miscível a serem injetados visando reduzir a viscosidade do óleo e aumentar a eficiência de varrido, tudo isso enquanto evita a formação de fase contínua de gás em condições de reservatório. O principal objetivo é a otimização da produção total de óleo. Uma análise comparativa foi feita para avaliar a efetividade do método proposto em relação aos convencionais como injeção de água e de gás, além das diferentes proporções WAG encontradas na literatura, como: 1:1, 1:2, 2:1, 4:1 e 1:4. As simulações foram feitas usando os reservatórios Olympus e Egg Model, aplicando dois fluidos modificados para simular as condições do pré-sal brasileiro. Os resultados mostram que o método Rs requer apenas duas simulações para determinar a proporção WAG, que foi 2,6:1 para o fluido ’A’ e 3,2:1 para o fluido ’B’, e alcançou a meta de reduzir a viscosidade e aumentar a produção de óleo, mesmo no pior caso, em 30% em comparação com a injeção contínua de água. Embora o método não tenha resultado na produção ótima em todos os casos, seus resultados mostram potencial para competir com as proporções WAG tradicionais e atuar como um guia prático para o aumento na recuperação de óleo sem a necessidade de algorítimos com alto custo computacional.