Estudo do aquecimento geral indireto como método de recuperação em reservatórios rasos de óleos pesados
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Data de Publicação: | 2008 |
Tipo de documento: | Trabalho de conclusão de curso |
Idioma: | por |
Título da fonte: | Repositório Institucional da UFRN |
Texto Completo: | https://repositorio.ufrn.br/handle/123456789/47576 |
Resumo: | Em virtude da redução das reservas mundiais de petróleo caracterizado como leve, o óleo viscoso passou a atrair pesquisas e investimentos que buscam a sua extração com mínimos prejuízos econômicos e ambientais. O principal método de recuperação suplementar (IOR) aplicado a esse tipo de petróleo é a injeção de vapor. O Aquecimento Geral Indireto - AGI (Blanket Heating) é uma técnica que utiliza a injeção de vapor através de canalizações horizontais, onde o fluido aquecido funciona como um trocador de calor, transferindo indiretamente o calor do vapor ao óleo, com objetivo de reduzir a sua viscosidade e evitando a introdução direta do vapor na formação. O emprego desse novo processo tem sido cogitado para reservatórios com profundidades entre 50 e 300 m, visto que a maioria do óleo pesado encontra-se em reservatórios de pouca profundidade. Com o objetivo de testar a aplicabilidade desse método, e compará-lo ao tradicional processo de injeção contínua de vapor, foram realizadas simulações computacionais a partir de um simulador comercial STARS (Steam, Thermal, and Advanced Processes Reservoir Simulator) da CMG (Computer Modelling Group). Este simulador abordou a eficiência do método em relação à variação nos parâmetros de reservatório, e com isso foram eleitas três formações, cujas especificações propiciaram a melhor, a pior e a mediana recuperação do óleo, analisando qual configuração dos parâmetros operacionais resultou a máxima recuperação em cada reservatório. A escolha da direção horizontal para as canalizações reflete a necessidade de manter a maior área de contato possível entre as canalizações e a reserva de óleo. Os resultados mostram que a recuperação pode ser maximizada proporcionalmente ao aumento da temperatura nas canalizações e no número de canalizações. A produção acumulada de óleo apresenta-se reduzida quando a distância entre as canalizações e os poços produtores ou entre as próprias tubulações é maior. O estudo mostrou que o AGI não produz emissões consideráveis de vapor à superfície, confirmando a redução na quantidade de água produzida. Por último, a análise através de estatísticas comprovou melhor rendimento do método AGI para reservatórios rasos, em comparação com a injeção contínua de vapor, e considerando-se vários fatores, como a produção acumulada de óleo/água. |
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Medeiros, Elthon John Rodrigues dehttps://orcid.org/0000-0002-5187-0992http://lattes.cnpq.br/6677251131593932http://lattes.cnpq.br/8753782475740001Mata, Wilson dahttp://lattes.cnpq.br/0288842238100161Barillas, Jennys Lourdes Meneseshttp://lattes.cnpq.br/4637897380055777Pires, Adolfo Puimehttps://orcid.org/0000-0003-0929-0596http://lattes.cnpq.br/2677117019767524Dutra Junior, Tarcilio Viana2022-06-07T19:06:58Z2022-06-07T19:06:58Z2008-12-11MEDEIROS, Elthon John Rodrigues de. Estudo do aquecimento geral indireto como método de recuperação em reservatórios rasos de óleos pesados. 2008. 227f. Dissertação (Mestrado em Ciência e Engenharia de Petróleo) - Centro de Ciências Exatas e da Terra, Universidade Federal do Rio Grande do Norte, Natal, 2008.https://repositorio.ufrn.br/handle/123456789/47576Em virtude da redução das reservas mundiais de petróleo caracterizado como leve, o óleo viscoso passou a atrair pesquisas e investimentos que buscam a sua extração com mínimos prejuízos econômicos e ambientais. O principal método de recuperação suplementar (IOR) aplicado a esse tipo de petróleo é a injeção de vapor. O Aquecimento Geral Indireto - AGI (Blanket Heating) é uma técnica que utiliza a injeção de vapor através de canalizações horizontais, onde o fluido aquecido funciona como um trocador de calor, transferindo indiretamente o calor do vapor ao óleo, com objetivo de reduzir a sua viscosidade e evitando a introdução direta do vapor na formação. O emprego desse novo processo tem sido cogitado para reservatórios com profundidades entre 50 e 300 m, visto que a maioria do óleo pesado encontra-se em reservatórios de pouca profundidade. Com o objetivo de testar a aplicabilidade desse método, e compará-lo ao tradicional processo de injeção contínua de vapor, foram realizadas simulações computacionais a partir de um simulador comercial STARS (Steam, Thermal, and Advanced Processes Reservoir Simulator) da CMG (Computer Modelling Group). Este simulador abordou a eficiência do método em relação à variação nos parâmetros de reservatório, e com isso foram eleitas três formações, cujas especificações propiciaram a melhor, a pior e a mediana recuperação do óleo, analisando qual configuração dos parâmetros operacionais resultou a máxima recuperação em cada reservatório. A escolha da direção horizontal para as canalizações reflete a necessidade de manter a maior área de contato possível entre as canalizações e a reserva de óleo. Os resultados mostram que a recuperação pode ser maximizada proporcionalmente ao aumento da temperatura nas canalizações e no número de canalizações. A produção acumulada de óleo apresenta-se reduzida quando a distância entre as canalizações e os poços produtores ou entre as próprias tubulações é maior. O estudo mostrou que o AGI não produz emissões consideráveis de vapor à superfície, confirmando a redução na quantidade de água produzida. Por último, a análise através de estatísticas comprovou melhor rendimento do método AGI para reservatórios rasos, em comparação com a injeção contínua de vapor, e considerando-se vários fatores, como a produção acumulada de óleo/água.Due to the reduction in world light and medium oil reserves, heavy oil started to attract researches and investments that seek its extraction with minimal costs and minimal environmental damages. The main recovery method worldwide applied for heavy oil recovery is the steam injection. Blanket Heating is a technique that uses the steam injection through horizontal conduits where the heated fluid functions as a heat exchanger, with indirect steam heat transfer to the oil, without mass transfer between steam and reservoir fluids, in order to reduce its viscosity and avoiding the direct introduction of steam in the formation. The use of this new process, in reservoirs for depths between 50 m and 200 m (where the vast majority of heavy oil is found) has been examined. Aiming at testing the applicability of this method in shallow reservoirs with distinct characteristics, and comparing it with the traditional process of continuous steam injection, computer simulations were conducted. The study, carried out in a commercial simulator - STARS (Steam, Thermal, and Advanced Processes Reservoir Simulator) from CMG (Computer Modeling Group), tested the efficiency of the method in relation to changes in reservoir parameters and selected three formations whose specifications were classified as the best, the worst and the intermediate oil recovery cases, indicating which configuration of operational parameters resulted in maximum recovery in each of the three selected reservoirs. The choice of the horizontal direction reflects the need to maintain the greatest possible contact area between conduits and oil reserves. The results showed that the recovery can be maximized in proportion to the increase of temperature in the conduits and to the number of conduits. Cumulative oil is reduced when the distance between the conduits and production wells or between the pipes is greater. The study showed that blanket heating does not produce significant emissions of steam to the surface area, confirming the reduction in the amount of produced water. Finally, the analysis of statistical data pointed to the better performance of the blanket heating method in shallow reservoirs, in comparison with the continuous steam injection, taking into account several factors such as the oil/water cumulative production.Universidade Federal do Rio Grande do NortePrograma de Pós-graduação em Ciência e Engenharia de PetróleoUFRNBrasilCentro de Ciências Exatas e da Terra - CCETinjeção de vaporóleo pesadoreservatórios rasosaquecimento geral indiretosimulação computacionalEstudo do aquecimento geral indireto como método de recuperação em reservatórios rasos de óleos pesadosinfo:eu-repo/semantics/publishedVersioninfo:eu-repo/semantics/bachelorThesisporreponame:Repositório Institucional da UFRNinstname:Universidade Federal do Rio Grande do Norte (UFRN)instacron:UFRNinfo:eu-repo/semantics/openAccessORIGINALEstudoAquecimentoMetodoReservatorios_Medeiros_2008.pdfEstudoAquecimentoMetodoReservatorios_Medeiros_2008.pdfapplication/pdf6006896https://repositorio.ufrn.br/bitstream/123456789/47576/1/EstudoAquecimentoMetodoReservatorios_Medeiros_2008.pdffe8c1082e0fc3ff828dfd476f47e5658MD51LICENSElicense.txtlicense.txttext/plain; charset=utf-81484https://repositorio.ufrn.br/bitstream/123456789/47576/2/license.txte9597aa2854d128fd968be5edc8a28d9MD52123456789/475762022-06-08 15:59:20.786oai:https://repositorio.ufrn.br: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Repositório de PublicaçõesPUBhttp://repositorio.ufrn.br/oai/opendoar:2022-06-08T18:59:20Repositório Institucional da UFRN - Universidade Federal do Rio Grande do Norte (UFRN)false |
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