Estudo de recuperação avançada de petróleo utilizando o método WAG (WATER ALTERNATING GAS)

Considerando as crescentes demandas por eficiência na produção offshore e o aproveitamento do CO₂ oriundo da própria produção, a pesquisa visa explorar a viabilidade e o desempenho do método WAG em condições representativas do pré-sal brasileiro. Este trabalho apresenta um estudo sobre a aplicação do método de recuperação avançada WAG (Water Alternating Gas), com foco na injeção alternada de água e gás carbônico (CO₂) em reservatórios de óleo leve, como estratégia para aumento do fator de recuperação de petróleo. Para isso, foi desenvolvido um modelo numérico de reservatório homogêneo com malha 1/4 five-spot, utilizando o simulador tNavigator da Rock Flow Dynamics. O estudo incluiu a modelagem composicional dos fluidos com base em dados de Moortgat et al. (2010), a determinação da Pressão Mínima de Miscibilidade (PMM) por análise da Tie Line, e a construção de curvas de permeabilidade relativa com base no modelo de Corey. Foram simulados diversos cenários operacionais, variando vazões de água (de 5 a 50 m³/dia) e de gás (de 3500 a 14000 m³/dia), avaliando seus impactos sobre o fator de recuperação (FR), produção acumulada e desempenho do deslocamento. Os resultados indicaram que o método WAG pode aumentar o fator de recuperação em mais de 12% em comparação com a injeção apenas de água, sendo sensível ao dimensionamento das vazões e à sequência dos ciclos. O modelo pseudoizado 1 apresentou melhor desempenho quanto à miscibilidade entre CO₂ e óleo, sendo adotado como referência nas simulações. Conclui-se que, quando adequadamente projetado, o método WAG representa uma alternativa eficaz para otimizar a recuperação de petróleo, com vantagens adicionais na gestão de CO₂, sendo especialmente promissor para campos do pré-sal, com isso, os principais resultados observados mostram que o tamanho dos ciclos, especialmente o de 6 meses de injeção resultou na melhor recuperação, a razão WAG de 0,89, e as vazões de injeção de água e gás, com 15 m³/dia e gás de 8000 m³/dia, respectivamente, representa a melhor estratégia de recuperação para o cenário avaliado ao fim dos 30 anos de produção. O estudo também oferece subsídios para futuros projetos de otimização e expansão de técnicas de recuperação avançada em ambientes similares.