Análise numérica e semianalítica da recuperação de petróleo avançada utilizando WAG

Detalhes bibliográficos
Autor(a) principal: Freitas, Vinícius Rafael de
Data de Publicação: 2022
Tipo de documento: Dissertação
Idioma: por
Título da fonte: Repositório Institucional da UnB
Texto Completo: https://repositorio.unb.br/handle/10482/43721
Resumo: Dissertação (mestrado) — Universidade de Brasília, Faculdade de Tecnologia, Departamento de Engenharia Mecânica, 2022.
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spelling Análise numérica e semianalítica da recuperação de petróleo avançada utilizando WAGValor Presente Líquido (VPL)Injeção alternada de água e gás (WAG)Reservatório (Petróleo)Produção de óleoOpen Porous Media Flow (OPM Flow)Dissertação (mestrado) — Universidade de Brasília, Faculdade de Tecnologia, Departamento de Engenharia Mecânica, 2022.O presente trabalho busca otimizar o Valor Presente Líquido (VPL) de uma exploração de petróleo através da técnica de injeção alternada de água e gás (WAG) para o reservatório SPE5 (Fifth Comparative Solution Project of Society of Petroleum Engineers). Para isso, uma análise semianalítica da frente de WAG foi desenvolvida para determinar uma mistura ótima dos fluidos injetados para manter uma fronteira estável com o óleo.os resultados da análise indicam que não é possível aplicar tal proporção da mistura com a massa específica ideal para o caso do gás imiscível e reservatório estudado. Em seguida, um novo calendário de injeção foi proposto (Waterflood-Gas). Tal calendário é denominado WFG é consiste na injeção inicial de uma grande bolha de água e, próximo ao fim da vida útil do reservatório, alterna-se a injeção para uma grande bolha de g as até que se atinja o máximo VPL da exploração. Tal técnica considera a maior eficiência de varrido macroscópica da injeção de água, a capacidade da injeção de g as na manutenção da fronteira com o óleo e o tempo necessário para os fluidos injetados percorrerem todo reservatório e atingir o poço produtor. Simulações num ericas de reservatório foram realizadas com o simulador de código aberto open Porous Media Flow (OPM Flow) para comparar o VPL alcançado pelas técnicas de injeção WFG, injeção contínua de água e WAG para diferentes configurações de completação, miscibi- lidade e refino de malha. O WFG proposto neste trabalho resultou no maior VPL entre os casos estudados. As curvas de produção para os casos supracitados também são avaliadas para melhor compreensão da dinâmica do escoamento no reservatório. Por fim, um estudo com diferentes razoes WAG e realizado para o caso imiscível e completação em apenas uma camada. Neste, a comparação de VPL e feita com o WFG e a injeção contínua de água. O WFG apresentou o maior VPL. A segregação gravitacional e o efeito da viscosidade são discutidos aprofundadamente neste estudo.The present work seeks to optimize the Net Present Value (NPV) of a petroleum exploration through the technique of water alternating gas injection (WAG) to the SPE5 reservoir (Fifth Comparative Solution Project of Society of Petroleum Engineers). For this, a semi-analytical analysis of the WAG front was developed to determine an optimal mixture of the injected fluids to maintain a stable boundary with the oil. The analysis results indicate that it is not possible to apply such a proportion of the mixture with the ideal density for the case of the immiscible gas and reservoir studied. Then, a new injection schedule was proposed (Waterflood-Gas). This schedule is called WFG and consists of the initial injection of a large bubble of water and, near the end of the reservoir’s useful life, the injection is switched to a large bubble of gas until the maximum NPV of the exploration is reached. This technique considers the greater efficiency of the macroscopic sweep of the water injection, the ability of the gas injection to maintain the border with the oil, and the time required for the injected fluids to travel through the entire reservoir and reach the producing well. Numerical reservoir simulations were performed with the open source simulator Open Porous Media Flow (OPM Flow) to compare the NPV achieved by WFG injection, continuous water injection, and WAG injection techniques for different completion, miscibility, and refining mesh configurations. The WFG proposed in this work resulted in the highest NPV among the studied cases. The production curves for the aforementioned cases are also evaluated for a better understanding of the flow dynamics in the reservoir. Finally, a study with different WAG ratios is performed for the immiscible case and completion in only one layer. In this, the comparison of NPV is made with the WFG and the continuous injection of water. WFG had the highest NPV. Gravitational segregation and the effect of viscosity are discussed in depth in this study.Fortaleza, Eugênio Liborio FeitosaFreitas, Vinícius Rafael de2022-05-17T16:26:57Z2022-05-17T16:26:57Z2022-05-172022-01-17info:eu-repo/semantics/publishedVersioninfo:eu-repo/semantics/masterThesisapplication/pdfFREITAS, Vinícius Rafael de. Análise numérica e semianalítica da recuperação de petróleo avançada utilizando WAG. 2022. xiii, 92 f., il. Dissertação (Mestrado em Sistemas Mecatrônicos) — Universidade de Brasília, Brasília, 2022.https://repositorio.unb.br/handle/10482/43721A concessão da licença deste item refere-se ao termo de autorização impresso assinado pelo autor com as seguintes condições: Na qualidade de titular dos direitos de autor da publicação, autorizo a Universidade de Brasília e o IBICT a disponibilizar por meio dos sites www.bce.unb.br, www.ibict.br, http://hercules.vtls.com/cgi-bin/ndltd/chameleon?lng=pt&skin=ndltd sem ressarcimento dos direitos autorais, de acordo com a Lei nº 9610/98, o texto integral da obra disponibilizada, conforme permissões assinaladas, para fins de leitura, impressão e/ou download, a título de divulgação da produção científica brasileira, a partir desta data.info:eu-repo/semantics/openAccessporreponame:Repositório Institucional da UnBinstname:Universidade de Brasília (UnB)instacron:UNB2023-11-22T10:45:20Zoai:repositorio.unb.br:10482/43721Repositório InstitucionalPUBhttps://repositorio.unb.br/oai/requestrepositorio@unb.bropendoar:2023-11-22T10:45:20Repositório Institucional da UnB - Universidade de Brasília (UnB)false
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