Análise da eficiência térmica na injeção de vapor em reservatórios de óleo pesado
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Data de Publicação: | 2015 |
Tipo de documento: | Tese |
Idioma: | por |
Título da fonte: | Repositório Institucional da UFRN |
Texto Completo: | https://repositorio.ufrn.br/jspui/handle/123456789/22829 |
Resumo: | Nos métodos térmicos de recuperação de petróleo, o calor transferido para a rocha-reservatório pode ser proveniente da injeção de fluidos quentes (água quente ou vapor), por meio da combustão in situ ou de aquecimento eletromagnético. Do ponto de vista energético, apenas uma fração do calor injetado irá aquecer efetivamente o meio poroso e assim auxiliar no aumento do fator de recuperação final do óleo, pois parte desse calor se perde nas linhas de injeção, formações adjacentes à zona produtora e nos poços injetores e produtores. Uma das formas de se medir a quantidade de calor presente no meio poroso é através da eficiência térmica, que pode ser definida como a razão entre o calor remanescente do reservatório e o calor líquido injetado. A análise desta variável pode auxiliar no gerenciamento da quantidade de energia necessária e que está sendo gasta para recuperação de óleo. Para a realização deste estudo, foi desenvolvido um modelo numérico, semissintético, em um sistema cartesiano de malhas, com um padrão de ¼ de five spot invertido, utilizando o programa STARS (Steam, Thermal, and Advanced Processes Reservoir Simulator), do grupo CMG (Computer Modelling Group Ltd.). Os parâmetros de reservatórios e operacionais analisados neste estudo foram a espessura da zona produtora de óleo, a condutividade térmica da rocha e a capacidade calorífica das formações adjacentes (topo e base), a vazão de injeção de vapor, o título e a completação dos poços injetores e produtores. Já as variáveis avaliadas foram a eficiência térmica, o fator de recuperação e o valor presente líquido, durante o período de 15 anos. A formação portadora de hidrocarbonetos possui características de rocha-reservatório similares às encontradas no Nordeste Brasileiro, mais especificamente da Bacia Potiguar, contendo óleo de alta viscosidade. A partir dos resultados obtidos nas simulações numéricas, verificou-se que o comportamento da eficiência térmica foi fortemente dependente das espessuras da zona produtora, da condutividade térmica e capacidade calorífica das formações adjacentes, das taxas de injeção de vapor, do título e da completação dos poços. Em relação à espessura, maiores valores deste parâmetro melhoraram a fração de calor remanescente do óleo. Por outro lado, o incremento no título do vapor e na vazão de injeção favoreceram o aumento da eficiência térmica apenas antes da ocorrência da erupção de calor no poço produtor, mas passaram a reduzir a eficiência térmica após o referido evento. Isto não havia sido predito nos modelos clássicos encontrados na literatura. |
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Gurgel, Antonio RobsonLins Junior, Abel GomesGalvao, Edney Rafael Viana PinheiroSouza Júnior, José Cleodon deRodrigues, Marcos Allyson FelipeMata, Wilson daDutra Junior, Tarcilio Viana2017-05-08T17:40:17Z2017-05-08T17:40:17Z2015-12-04GURGEL, Antonio Robson. Análise da eficiência térmica na injeção de vapor em reservatórios de óleo pesado. 2015. 235f. Tese (Doutorado em Ciência e Engenharia de Petróleo) - Centro de Ciências Exatas e da Terra, Universidade Federal do Rio Grande do Norte, Natal, 2015.https://repositorio.ufrn.br/jspui/handle/123456789/22829Nos métodos térmicos de recuperação de petróleo, o calor transferido para a rocha-reservatório pode ser proveniente da injeção de fluidos quentes (água quente ou vapor), por meio da combustão in situ ou de aquecimento eletromagnético. Do ponto de vista energético, apenas uma fração do calor injetado irá aquecer efetivamente o meio poroso e assim auxiliar no aumento do fator de recuperação final do óleo, pois parte desse calor se perde nas linhas de injeção, formações adjacentes à zona produtora e nos poços injetores e produtores. Uma das formas de se medir a quantidade de calor presente no meio poroso é através da eficiência térmica, que pode ser definida como a razão entre o calor remanescente do reservatório e o calor líquido injetado. A análise desta variável pode auxiliar no gerenciamento da quantidade de energia necessária e que está sendo gasta para recuperação de óleo. Para a realização deste estudo, foi desenvolvido um modelo numérico, semissintético, em um sistema cartesiano de malhas, com um padrão de ¼ de five spot invertido, utilizando o programa STARS (Steam, Thermal, and Advanced Processes Reservoir Simulator), do grupo CMG (Computer Modelling Group Ltd.). Os parâmetros de reservatórios e operacionais analisados neste estudo foram a espessura da zona produtora de óleo, a condutividade térmica da rocha e a capacidade calorífica das formações adjacentes (topo e base), a vazão de injeção de vapor, o título e a completação dos poços injetores e produtores. Já as variáveis avaliadas foram a eficiência térmica, o fator de recuperação e o valor presente líquido, durante o período de 15 anos. A formação portadora de hidrocarbonetos possui características de rocha-reservatório similares às encontradas no Nordeste Brasileiro, mais especificamente da Bacia Potiguar, contendo óleo de alta viscosidade. A partir dos resultados obtidos nas simulações numéricas, verificou-se que o comportamento da eficiência térmica foi fortemente dependente das espessuras da zona produtora, da condutividade térmica e capacidade calorífica das formações adjacentes, das taxas de injeção de vapor, do título e da completação dos poços. Em relação à espessura, maiores valores deste parâmetro melhoraram a fração de calor remanescente do óleo. Por outro lado, o incremento no título do vapor e na vazão de injeção favoreceram o aumento da eficiência térmica apenas antes da ocorrência da erupção de calor no poço produtor, mas passaram a reduzir a eficiência térmica após o referido evento. Isto não havia sido predito nos modelos clássicos encontrados na literatura.Nos métodos térmicos de recuperação de petróleo, o calor transferido para a rocha-reservatório pode ser proveniente da injeção de fluidos quentes (água quente ou vapor), por meio da combustão in situ ou de aquecimento eletromagnético. Do ponto de vista energético, apenas uma fração do calor injetado irá aquecer efetivamente o meio poroso e assim auxiliar no aumento do fator de recuperação final do óleo, pois parte desse calor se perde nas linhas de injeção, formações adjacentes à zona produtora e nos poços injetores e produtores. Uma das formas de se medir a quantidade de calor presente no meio poroso é através da eficiência térmica, que pode ser definida como a razão entre o calor remanescente do reservatório e o calor líquido injetado. A análise desta variável pode auxiliar no gerenciamento da quantidade de energia necessária e que está sendo gasta para recuperação de óleo. Para a realização deste estudo, foi desenvolvido um modelo numérico, semissintético, em um sistema cartesiano de malhas, com um padrão de ¼ de five spot invertido, utilizando o programa STARS (Steam, Thermal, and Advanced Processes Reservoir Simulator), do grupo CMG (Computer Modelling Group Ltd.). Os parâmetros de reservatórios e operacionais analisados neste estudo foram a espessura da zona produtora de óleo, a condutividade térmica da rocha e a capacidade calorífica das formações adjacentes (topo e base), a vazão de injeção de vapor, o título e a completação dos poços injetores e produtores. Já as variáveis avaliadas foram a eficiência térmica, o fator de recuperação e o valor presente líquido, durante o período de 15 anos. A formação portadora de hidrocarbonetos possui características de rocha-reservatório similares às encontradas no Nordeste Brasileiro, mais especificamente da Bacia Potiguar, contendo óleo de alta viscosidade. A partir dos resultados obtidos nas simulações numéricas, verificou-se que o comportamento da eficiência térmica foi fortemente dependente das espessuras da zona produtora, da condutividade térmica e capacidade calorífica das formações adjacentes, das taxas de injeção de vapor, do título e da completação dos poços. Em relação à espessura, maiores valores deste parâmetro melhoraram a fração de calor remanescente do óleo. 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Isto não havia sido predito nos modelos clássicos encontrados na literatura.porCNPQ::ENGENHARIAS::ENGENHARIA QUIMICA::TECNOLOGIA QUIMICA::PETROLEO E PETROQUIMICArochas sedimentareseficiência térmicainjeção de vaporreservatórios de óleo pesadosimulação numérica de reservatóriosAnálise da eficiência térmica na injeção de vapor em reservatórios de óleo pesadoinfo:eu-repo/semantics/publishedVersioninfo:eu-repo/semantics/doctoralThesisPROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM CIÊNCIA E ENGENHARIA DE PETRÓLEOUFRNBrasilinfo:eu-repo/semantics/openAccessreponame:Repositório Institucional da UFRNinstname:Universidade Federal do Rio Grande do Norte (UFRN)instacron:UFRNORIGINALAnáliseEficiênciaTérmica_Gurgel_2015.pdfAnáliseEficiênciaTérmica_Gurgel_2015.pdfapplication/pdf16681164https://repositorio.ufrn.br/bitstream/123456789/22829/1/An%c3%a1liseEfici%c3%aanciaT%c3%a9rmica_Gurgel_2015.pdf102374e147505bf091bba06e7fdbe325MD51TEXTAntonioRobsonGurgel_TESE.pdf.txtAntonioRobsonGurgel_TESE.pdf.txtExtracted texttext/plain409636https://repositorio.ufrn.br/bitstream/123456789/22829/4/AntonioRobsonGurgel_TESE.pdf.txt3ce5a9818a61a1da7b6bd79c292b9a58MD54AnáliseEficiênciaTérmica_Gurgel_2015.pdf.txtAnáliseEficiênciaTérmica_Gurgel_2015.pdf.txtExtracted texttext/plain409636https://repositorio.ufrn.br/bitstream/123456789/22829/6/An%c3%a1liseEfici%c3%aanciaT%c3%a9rmica_Gurgel_2015.pdf.txt3ce5a9818a61a1da7b6bd79c292b9a58MD56THUMBNAILAntonioRobsonGurgel_TESE.pdf.jpgAntonioRobsonGurgel_TESE.pdf.jpgIM Thumbnailimage/jpeg3707https://repositorio.ufrn.br/bitstream/123456789/22829/5/AntonioRobsonGurgel_TESE.pdf.jpge06c25bb1b97510591b298c1c9f84aacMD55AnáliseEficiênciaTérmica_Gurgel_2015.pdf.jpgAnáliseEficiênciaTérmica_Gurgel_2015.pdf.jpgIM Thumbnailimage/jpeg3704https://repositorio.ufrn.br/bitstream/123456789/22829/7/An%c3%a1liseEfici%c3%aanciaT%c3%a9rmica_Gurgel_2015.pdf.jpg8f2f56b13ccebf46eca528142e3d7645MD57123456789/228292019-01-30 00:42:44.068oai:https://repositorio.ufrn.br:123456789/22829Repositório de PublicaçõesPUBhttp://repositorio.ufrn.br/oai/opendoar:2019-01-30T03:42:44Repositório Institucional da UFRN - Universidade Federal do Rio Grande do Norte (UFRN)false |
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