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https://repositorio.ufrn.br/handle/123456789/12915| Title: | Influência da areia argilosa na recuperação de petróleo por injeção de vapor |
| Authors: | Barbosa, Janaina Medeiros Dantas |
| Advisor: | Mata, Wilson da |
| Keywords: | Areia Argilosa;Injeção contínua de vapor e simulação de reservatório;Shaly sand;Continuous steam injection and reservoir simulation |
| Issue Date: | 12-Jun-2009 |
| Publisher: | Universidade Federal do Rio Grande do Norte |
| Citation: | BARBOSA, Janaina Medeiros Dantas. Influência da areia argilosa na recuperação de petróleo por injeção de vapor. 2009. 169 f. Dissertação (Mestrado em Pesquisa e Desenvolvimento em Ciência e Engenharia de Petróleo) - Universidade Federal do Rio Grande do Norte, Natal, 2009. |
| Portuguese Abstract: | A injeção contínua de vapor é um dos métodos térmicos de recuperação de óleos pesados utilizados no Nordeste Brasileiro, devido à grande ocorrência de reservatórios contendo este tipo de óleo. Este processo consiste em aquecer o óleo existente no reservatório diminuindo substancialmente a sua viscosidade melhorando assim, a sua produção. Neste trabalho foi estudada qual a influência da presença de camadas de areia argilosas no reservatório para este tipo de recuperação. Os modelos são sintéticos, porém com dados de reservatórios que podem ser extrapolados para situações de aplicações práticas na Bacia Potiguar que apresenta reservatórios com essa heterogeneidade. A modelagem foi implementada no simulador de recuperação térmica STARS (Steam, Thermal, and Advanced Processes Reservoir Simulator) versão 2007.10 da CMG (Computer Modelling Group). O estudo foi realizado em duas etapas, na primeira foi analisada a influência dos parâmetros de reservatório neste processo térmico, sendo assim, alguns desses foram estudados, dentre eles: permeabilidade horizontal do reservatório e da camada de areia argilosa, relação da permeabilidade horizontal com a permeabilidade vertical, influência da pressão capilar da camada de areia argilosa e como a localização e as dimensões dessa heterogeneidade podem afetar a produtividade de óleo. Dentre os parâmetros estudados a permeabilidade horizontal do reservatório foi o que apresentou maior influência significativa ao processo seguido da heterogeneidade. Na segunda etapa foram selecionados três modelos e estudado alguns parâmetros operacionais, tais como: vazão de injeção, distância entre poços, tempo de produção e intervalos de completação. Dentre os parâmetros operacionais estudados as baixas vazões e as distâncias entre poços intermediárias foram as que apresentaram as melhores recuperações |
| Abstract: | Continuous steam injection is one of heavy oil thermal recovery methods used in the Brazilian Northeast because of high occurrence of heavy oil reservoir. In this process, the oil into the reservoir is heated while reduces, substantially, its viscosity and improves the production. This work analyzed how the shaly sand layers influenced in the recovery. The studied models were synthetics, but the used reservoir data can be extrapolated to real situations of Potiguar Basin. The modeling was executed using the STARS - Steam Thermal and Advanced Process Reservoir Simulator - whose version was 2007.10. STARS is a tool of CMG Computer Modeling Group. The study was conducted in two stages, the first we analyzed the influence of reservoir parameters in the thermal process, so some of these were studied, including: horizontal permeability of the reservoir and the layer of shaly sand, ratio of horizontal permeability to vertical permeability, the influence of capillary pressure layer of shaly sand and as the location and dimensions of this heterogeneity can affect the productivity of oil. Among the parameters studied the horizontal permeability of the reservoir showed the most significant influence on the process followed by diversity. In the second stage three models were selected and studied some operational parameters such as injection rate, distance between wells, production time and completion intervals. Among the operating parameters studied the low rate and intermediate distances between wells showed the best recoveries |
| URI: | https://repositorio.ufrn.br/jspui/handle/123456789/12915 |
| Appears in Collections: | PPGCEP - Mestrado em Ciência e Engenharia do Petróleo |
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