Estudos de simulação numérica de recuperação avançada de petróleo utilizando a injeção de vapor na forma contínua

• Autor(a) principal: Pinheiro, Nathan Adauto Jales
• Data de Publicação: 2022
• Tipo de documento: Trabalho de conclusão de curso
• Idioma: por
• Título da fonte: Repositório Digital da Universidade Federal Rural do Semi-Árido (RDU)
• Texto Completo: https://repositorio.ufersa.edu.br/handle/prefix/9216
• topic: CNPQ::ENGENHARIAS::ENGENHARIA QUIMICA; Campo de petróleo; Viscosidade do óleo; Petróleo bruto; Composição do óleo; Refino do óleo

Campos de óleo pesado são caracterizados pela alta viscosidade, e por consequência, baixo escoamento nos fluidos do reservatório, dificultando e muitas vezes impossibilitando a recuperação por meios da descompressão da rocha-reservatório. A injeção de vapor aquecido se mostra como a técnica mais efetiva, visto que aumenta a temperatura do fluido, reduzindo assim sua viscosidade e aumentando seu escoamento em direção ao poço produtor. Dessa forma, foi realizado um estudo de recuperação avançada utilizando a injeção de vapor em um campo de óleo pesado com características semelhantes às encontradas na Bacia Potiguar do nordeste brasileiro. Para tanto, foi criado um modelo numérico de reservatórios com um padrão de injeção de 1/4 de five spot invertido utilizando o simulador tNavigator da empresa Rock Flow Dynamics. Nele foram realizados estudos de refinamento dos blocos (levando em consideração o tempo de simulação e o Fator de Recuperação), ajuste de histórico (avaliando a Porosidade Media da Formação, a Permeabilidade média da Formação Horizontal, a Razão entre a Permeabilidade Vertical e Horizontal, Saturação de óleo Residual e Expoentes do Modelo Analítico de Corey para a Água e para o Óleo), otimização da vazão (avaliando a Razão Instantânea Vapor Óleo e o Fator de Recuperação) e avaliação dos parâmetros operacionais e térmicos da jazida (utilizando como parâmetros para a avaliação, a Vazão de Injeção, o Título de Vapor, o Intervalo de Completação, a Condutividade Térmica da Formação, a Capacidade Volumétrica da Rocha, o Fator de Recuperação a Razão Instantânea Vapor Óleo) . Os resultados mostraram que para o estudo do ajuste de histórico da vazão de produção, foi obtida uma diferença entre os dados de histórico de vazão e simulados de 4,787x10-17. Garantindo desta forma um ajuste satisfatório do modelo numérico. Na etapa de estudo de otimização da vazão a partir do critério do Fator de Recuperação e da Razão Vapor-Óleo, foi obtida a vazão de 20 m3 std/dia como a mais adequada para esse estudo. Por fim, com relação ao estudo paramétrico, foi observado que as variáveis que estatisticamente mais influenciaram positivamente para o aumento no Fator de Recuperação foram a vazão de injeção e o título de vapor. A vazão de injeção contribuiu com 78% de influência na análise estatística de Pareto, enquanto o título de vapor, 43,07%. A análise dos parâmetros térmicos indicou que, ao final do tempo de injeção, valores maiores da condutividade térmica da formação (cond= 611,2 kJ/m dia K) melhoraram o Fator de Recuperação, mas também resultaram na maior necessidade de vapor dada pelo aumento da razão vapor óleo.