Efeito da Injeção de Água e/ou de CO2 na Recuperação de Óleo em Reservatórios com características Geológicas Semelhantes aos Reservatórios do Pré-Sal

Resumo

Ao realizar a previsão de produção em um reservatório de petróleo por meio de simulação de fluxo, primeiramente deve ser realizado um estudo detalhado em busca da sua caracterização geológica, da análise das propriedades dos fluidos, das interações rocha-fluido e da definição da localização dos poços e seus parâmetros operacionais. Todos estes fatores devem contribuir para a definição da melhor estratégia de produção. Outro ponto importante a ser analisado é com relação aos processos de recuperação de óleo. Esse trabalho tem como objetivo analisar um reservatório com características geológicas semelhantes aos recém descobertos reservatórios do pré-sal da costa brasileira na bacia de Santos, buscando definir a melhor alternativa de fluido de injeção para recuperação de óleo neste tipo de reservatório. Dois fluidos de injeção, água e CO2, serão considerados nos estudos. As simulações de fluxo nos reservatórios serão executadas por meio de um simulador comercial do tipo composicional. Através da análise dos gráficos das funções objetivo que serão gerados, será possível determinar a estratégia de injeção mais adequada para estes reservatórios, que possuem como uma de suas características principais, a elevada concentração de CO2. A importância desta análise está diretamente envolvida com a atual política de redução de emissão de gases responsáveis pelo efeito estufa. O emprego do CO2 na recuperação suplementar de óleo é superior ao simples seqüestro geológico do CO2, desde que promove o aumento da produção de óleo.