Simulação e otimização do fator de recuperação de óleo via injeção de fluidos em reservatórios de petróleo: efeitos da precipitação e deposição de asfaltenos.
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Data de Publicação: | 2023 |
Tipo de documento: | Dissertação |
Idioma: | por |
Título da fonte: | Repositório Institucional da UFBA |
Texto Completo: | https://repositorio.ufba.br/handle/ri/37158 |
Resumo: | Os métodos de injeção de fluidos, desenvolvidos para recuperação avançada de petróleo, têm o propósito de reduzir a tensão interfacial a partir da mistura destes fluidos com o petróleo. Os fluidos injetados podem ser o gás associado, o CO2, a água, entre outros. A injeção de gases para recuperação avançada de petróleo pode causar a precipitação dos asfaltenos, que podem se depositar na superfície da rocha ocasionando mudanças nas propriedades do reservatório, como redução de permeabilidade e porosidade, e, como consequência, perdas na produção de óleo. Neste trabalho, foram estudados os mecanismos pelos quais os asfaltenos precipitam na fase óleo e posteriormente se depositam na superfície das rochas, associados ao impacto destes fenômenos nas propriedades físicas do petróleo, da rocha e no fator de recuperação de óleo. Foram avaliados, os métodos de recuperação avançada por injeção de gás associado, CO2 e CO2 alternado com água (CO2WAG). Para isto, foi utilizado o simulador comercial da computer modeling group (CMG®). Na modelagem da precipitação, considerou-se o modelo sólidolíquido e na modelagem da deposição foram utilizados modelos que consideram a adsorção em camada simples e o aprisionamento mecânico das partículas de asfaltenos. No caso da injeção de gás associado, os resultados mostraram que o fator de recuperação de petróleo aumenta quando a vazão ou a pressão de injeção aumentam, sendo que a mudança de pressão de injeção tem um maior impacto no fator de recuperação final. Não foi observado, para este caso, o efeito da deposição de asfaltenos no fator de recuperação de petróleo. Há um ponto a partir da qual um aumento adicional de vazão não aumenta significativamente o fator de recuperação. No caso da injeção de CO2 foi realizada uma otimização das condições de injeção, para maximizar o fator de recuperação. As variáveis de decisão utilizadas foram: a pressão de injeção, a vazão de injeção e a composição do gás de injetado. Com esta otimização obteve-se um aumento adicional de 28% no fator de recuperação, em relação a um caso base de simulação. Este aumento no fator de recuperação nas simulações corresponderia a um aumento de produção adicional de 6,7% caso a injeção de CO2 ocorresse no reservatório aqui estudado. Observou-se também que a condição ótima de injeção, para o reservatório considerado neste estudo, se mostrou viável economicamente, tendo um ganho de aproximadamente US$ 6,83 milhões/ ano. No processo de injeção de CO2WAG, os resultados revelaram que a precipitação dos asfaltenos no poço injetor foram minimizadas para ciclos de menor duração, reduzindo a sua deposição. Os melhores resultados foram alcançados para a produção em razões WAG 1:1. A deposição dos asfaltenos teve impacto negativo de cerca de 2 % no fator de recuperação de petróleo. Estes resultados contribuem para orientar ações de prevenção de danos causados pela precipitação e deposição dos asfaltenos, aumentando a eficiência da produção do campo. |
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A deposição dos asfaltenos teve impacto negativo de cerca de 2 % no fator de recuperação de petróleo. Estes resultados contribuem para orientar ações de prevenção de danos causados pela precipitação e deposição dos asfaltenos, aumentando a eficiência da produção do campo.Core flooding methods developed for enhanced oil recovery (EOR) aim to reduce the interfacial tension of these fluids and oil mixtures. The injected fluids can be the associated gas, CO2, water, etc. Gas injection for EOR methods can cause the precipitation and deposition of asphaltenes, causing changes in the reservoir properties, such as the reduction of permeability and porosity, and, consequently, losses in oil production. The present work investigates the mechanisms by which asphaltenes precipitate in the oil phase and subsequently deposit on the rock surface, including the impact of these phenomena on the oil and rock properties and on the oil recovery factor. Three EOR methods were evaluated using the computer modeling group (CMG's®) commercial simulator: injection of associated gas, CO2 injection, and water alternating CO2 injection. In the precipitation modeling, the solid-liquid approach was adopted; in the deposition modeling, models considering single-layer adsorption and mechanical entrapment of asphalt particles were used. In the case of associated gas injection, the results showed that the oil recovery factor increases with the flow rate or injection pressure, and changes in the injection pressure have a greater impact on the final recovery factor. In this case, the influence of asphaltene deposition on the oil recovery factor was not observed. There is a point from which a further flow increase does not significantly increase the recovery factor. In the case of CO2 injection, the injection conditions were optimized, to maximize the recovery factor. Decision variable were injection pressure, injection flow rate and the composition of the injection gas. With this optimization, the recovery factor increased 28% concerning a simulation base case. This recovery factor increase would correspond to an additional production increase of 6.7% if the same conditions were adopted in the reservoir. It was also observed that the optimal injection condition for this reservoir proved to be economically viable, with a gain of approximately US$6.83 million/year. In the CO2WAG injection process, the results showed that the asphaltene precipitation in the injection well was minimized for cycles of shorter duration, reducing their deposition. The best results were obtained for production with WAG 1:1 ratios. Asphaltenes deposition negatively impacted around 2.0% of the oil recovery factor. These results drive decisions to prevent damage caused by precipitation and deposition of asphaltenes, increasing the efficiency of field production.Submitted by Natan Santos Cruz (natan1991@gmail.com) on 2023-05-30T17:53:41Z No. of bitstreams: 3 license_rdf: 701 bytes, checksum: 42fd4ad1e89814f5e4a476b409eb708c (MD5) DISSERTAÇÃO_NATAN_SANTOS-FINAL.pdf: 5519015 bytes, checksum: e47a3768eca57bc879857ddde17b0b5a (MD5) arquivos_CMG.rar: 16215 bytes, checksum: 0c761d4929eb764e09e5b8755908bb96 (MD5)Approved for entry into archive by Biblioteca Engenharia Processamento Técnico (biengproc@ufba.br) on 2023-06-05T17:48:11Z (GMT) No. of bitstreams: 3 DISSERTAÇÃO_NATAN_SANTOS-FINAL.pdf: 5519015 bytes, checksum: e47a3768eca57bc879857ddde17b0b5a (MD5) arquivos_CMG.rar: 16215 bytes, checksum: 0c761d4929eb764e09e5b8755908bb96 (MD5) license_rdf: 701 bytes, checksum: 42fd4ad1e89814f5e4a476b409eb708c (MD5)Made available in DSpace on 2023-06-05T17:48:11Z (GMT). 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