Optimization of Infill Well Placement in Clastic Reservoirs of Toma South Oilfield

Muito abaixo da superfície da Terra, o petróleo nem sempre se encontra em uma única piscina uniforme esperando para ser bombeado. Em vez disso, ele frequentemente reside em camadas de arenito, um tipo de rocha formada por antigos grãos de areia que foram transportados por rios e pelo vento e depois cimentados ao longo de milhões de anos. Essas camadas rochosas raramente são perfeitas; elas são cheias de variações na forma como os grãos estão compactados e na facilidade com que os fluidos podem se mover através delas. Em muitos campos de petróleo, os métodos iniciais de perfuração e bombeamento deixam para trás bolsões de petróleo que os poços originais não conseguem alcançar, presos nessas camadas complexas e irregulares. Isso é particularmente verdadeiro no Campo de Muglad, no Sudão do Sul, onde o campo de petróleo Toma South está produzindo desde 1999. Embora o campo tenha sido produtivo, as variações naturais da rocha deixaram uma quantidade significativa de petróleo intocado, escondido atrás de barreiras de rocha menos permeável ou em camadas finas que os poços verticais padrão simplesmente não conseguem tocar de forma eficaz.

O desafio para os engenheiros é encontrar uma maneira de alcançar esse petróleo restante sem desperdiçar dinheiro em poços que possam falhar ou produzir excesso de água. Em campos maduros como o Toma South, a pressão que empurra o petróleo para a superfície diminuiu naturalmente e a água começou a subir, tornando mais difícil a extração do valioso ouro negro. Para resolver isso, um pesquisador chamado J. Junior Rier Mayek, da Universidade Heriot-Watt, propôs-se a encontrar a melhor maneira de posicionar novos poços, conhecidos como poços de injeção (infill wells). Estes não são os primeiros poços perfurados em um campo, mas sim poços adicionais colocados estrategicamente entre os existentes para drenar o petróleo que foi anteriormente perdido. O objetivo era determinar não apenas onde perfurar, mas que tipo de poço perfurar — vertical, horizontal ou direcional — e se o custo extra dessas técnicas avançadas valeria a pena pelo excesso de petróleo que poderiam produzir.

Para responder a essas perguntas, o pesquisador construiu um gêmeo digital detalhado de todo o campo de petróleo. Usando softwares especializados, ele combinou mapas geológicos, dados sísmicos que funcionam como um raio-X do subsolo e décadas de histórico de produção dos poços existentes. Esse modelo virtual permitiu simular como o petróleo e a água se movem através da rocha ao longo do tempo. Antes de confiar no modelo, ele o testou contra dados do mundo real do passado, verificando se as previsões do computador sobre pressão e níveis de água coincidiam com o que realmente aconteceu no solo. Uma vez que o modelo se provou preciso, o pesquisador o utilizou para executar vários cenários diferentes. Ele simulou o que aconteceria se nada fosse feito e os poços existentes continuassem a produzir até deixarem de ser lucrativos. Ele também simulou a perfuração de novos poços verticais, que descem direto, bem como poços horizontais, que giram e correm lateralmente pelas camadas de rocha, e poços direcionais, que inclinam-se em direção a alvos específicos.

Os resultados dessas simulações revelaram um vencedor claro. Enquanto o fato de não fazer nada resultaria eventualmente em uma recuperação de cerca de 50,2% do petróleo no local, adicionar novos poços poderia melhorar significativamente esse número. O estudo descobriu que a perfuração de poços verticais ajudaria, recuperando um adicional de 3,5% do petróleo, mas eles seriam mais eficazes apenas nas camadas mais espessas e simples do reservatório. Poços direcionais ofereceram um meio-termo, recuperando 4,2% a mais de petróleo ao contornar falhas e bordas estruturais onde o petróleo havia ficado preso. No entanto, a estratégia mais bem-sucedida envolveu a perfuração de poços horizontais. Ao percorrer lateralmente as camadas de rocha finas e complexas, os pesquisadores descobriram que poderiam recuperar um adicional de 4,8% do petróleo total, elevando o fator de recuperação total para quase 55%. Essa abordagem previu adicionar 17,3 milhões de barris de estoque de petróleo à produção do campo até o ano de 2028.

Além de apenas a quantidade de petróleo, o estudo também analisou a realidade financeira dessas opções. Perfurar poços horizontais é mais caro inicialmente do que perfurar verticalmente, mas a simulação mostrou que o excesso de petróleo que eles produzem os torna a escolha mais lucrativa. A análise calculou que essa estratégia geraria um valor presente líquido de US$ 215,46 milhões, com um retorno sobre o investimento de 29% e um período de recuperação de apenas 2,5 anos. Em contraste, tentar simplesmente bombear mais água dos poços existentes para extrair mais petróleo foi considerado menos eficiente, pois o custo de lidar com o excesso de água consumiria os lucros. O estudo também destacou que o melhor espaçamento entre esses novos poços é de cerca de 750 metros, o que permite que eles drenem o petróleo de forma eficaz sem interferirem uns nos outros.

A recomendação final desta pesquisa é proceder com a perfuração de seis poços horizontais nas áreas mais promissoras do campo de Toma South, visando especificamente as camadas finas e ricas em petróleo que foram negligenciadas até agora. Isso deve ser acompanhado pela otimização das bombas nos poços existentes para lidar melhor com a água. Embora o estudo reconheça que a perfuração desses poços complexos acarreta riscos e exige tecnologia de precisão para guiar a broca no subsolo, as simulações sugerem que a recompensa é substancial. Ao utilizar a modelagem computacional avançada para guiar essas decisões, a empresa operadora pode maximizar a quantidade de petróleo recuperado do campo, garantindo que o recurso seja usado de forma eficiente e contribuindo para o crescimento econômico do Sudão do Sul. O trabalho demonstra que, mesmo em um campo de petróleo antigo, o planejamento cuidadoso e a tecnologia adequada podem desbloquear um valor significativo que antes estava fora de alcance.