Análise da coinjeção cíclica de vapor e solvente em reservatório do nordeste brasileiro

• Autor(a) principal: Andrade, Everton de Lima de
• Data de Publicação: 2019
• Tipo de documento: Dissertação
• Idioma: por
• Título da fonte: Repositório Institucional da UFRN
• Texto Completo: https://repositorio.ufrn.br/jspui/handle/123456789/29218
• topic: CNPQ::ENGENHARIAS::ENGENHARIA QUIMICA::TECNOLOGIA QUIMICA::PETROLEO E PETROQUIMICA; Coinjeção cíclica de vapor e solvente; Simulação de reservatórios; Métodos térmicos; EOR

Um dos principais desafios da indústria petrolífera atualmente é melhorar a recuperação em campos terrestres. Das reservas em terra de hidrocarbonetos, uma porção significativa é composta por óleos pesados e extrapesados. Os métodos térmicos e os miscíveis auxiliam no aumento de produção de hidrocarbonetos pela redução da viscosidade, das forças capilares e da tensão interfacial. Eles podem ser combinados por meio da coinjeção de vapor e solvente. Uma das soluções mais versáteis para a recuperação de óleo pesado é a coinjeção cíclica de vapor e solvente, pois proporciona produção de volumes consideráveis e retorno do valor investido em um curto intervalo de tempo. O potencial de aumento no fator de recuperação pode ser maior que 5% e a redução de gases do efeito estufa de aproximadamente 25%. Por isto, este trabalho tem como objetivo avaliar tecnicamente e economicamente o processo de injeção cíclica de vapor e solvente em um reservatório de óleo pesado com características do nordeste brasileiro. As simulações foram realizadas em um programa comercial de modelagem de reservatórios de petróleo. Para esta análise, foram realizados um planejamento experimental completo 2x34 e outro planejamento 35 , variando fatores tais como: tipo de solvente, porcentagem molar do solvente, temperatura de injeção, vazão de injeção de fluidos (vapor e solvente), compressibilidade da rocha, tempo de injeção, tempo de soaking e duração dos ciclos. Foi realizado um estudo do comportamento da temperatura ao longo do poço (nos blocos) e das perdas de energia. Foi analisado o volume acumulado de óleo produzido. Os resultados obtidos mostraram que as variáveis analisadas que tiveram maior influência na produção acumulada de óleo foram a compressibilidade da formação, vazão de injeção, porcentagem de solvente, intervalo dos ciclos e duração da fase de injeção, sendo a compressibilidade a variável que mais influenciou. E dentre os três solventes utilizados (pentano, heptano e diesel), o heptano apresentou desempenho superior e os outros dois apresentaram desempenhos semelhantes. A temperatura ao longo do poço sofreu mais influência da vazão de injeção e maiores vazões proporcionaram maiores perdas de calor. A temperatura ao longo do poço foi diferente, sendo a parte superior mais aquecida, e ocorreram mudanças quando analisados períodos equivalentes de ciclos diferentes. A análise econômica mostrou que maiores quantidades de vapor e solvente tornam o projeto inviável economicamente.