Análise paramétrica do método de injeção alternada de água e CO2(WAG) em reservatórios de petróleo

After the decline of production from natural energy of the reservoir, the methods of enhanced oil recovery, which methods result from the application of special processes such as chemical injection, miscible gases, thermal and others can be applied. The advanced recovery method with alternating - CO2 injection WAG uses the injection of water and gas, normally miscible that will come in contact with the stock oil. In Brazil with the discovery of pre-salt layer that gas gained prominence. The amount of CO2 present in the oil produced in the pre-salt layer, as well as some reservoirs is one of the challenges to be overcome in relation to sustainable production once this gas needs to be processed in some way. Many targets for CO2 are proposed by researchers to describe some alternatives to the use of CO2 gas produced such as enhanced recovery, storage depleted fields, salt caverns storage and marketing of CO2 even in plants. The largest oil discoveries in Brazil have recently been made by Petrobras in the pre -salt layer located between the states of Santa Catarina and Espírito Santo, where he met large volumes of light oil with a density of approximately 28 ° API, low acidity and low sulfur content. This oil that has a large amount of dissolved CO2 and thus a pioneering solution for the fate of this gas comes with an advanced recovery. The objective of this research is to analyze which parameters had the greatest influence on the enhanced recovery process. The simulations were performed using the "GEM" module of the Computer Modelling Group, with the aim of studying the advanced recovery method in question. For this work, semi - synthetic models were used with reservoir and fluid data that can be extrapolated to practical situations in the Brazilian Northeast. The results showed the influence of the alternating injection of water and gas on the recovery factor and flow rate of oil production process, when compared to primary recovery and continuous water injection or continuous gas injection

O método de recuperação avançada com injeção alternada WAG-CO2 utiliza da injeção de água e gás, gás esse normalmente miscível que vai entrar em contato com o banco de óleo. No Brasil com a descoberta da camada pré-sal esse gás ganhou destaque. A quantidade de CO2 presente no óleo produzido na camada pré-sal, assim como acontece em alguns reservatórios é um dos desafios a serem vencidos com relação à produção sustentável uma vez que esse gás precisa ser processado de alguma maneira. Muitos os destinos para o CO2 são propostos por estudiosos, que descrevem algumas alternativas para uso do gás CO2 produzido, tais como, recuperação avançada, armazenamento em campos depletados, armazenamento em cavernas de sal e ainda comercialização do CO2 em plantas. As maiores descobertas de petróleo, no Brasil, foram feitas recentemente pela Petrobras na camada pré-sal localizada entre os estados de Santa Catarina e Espírito Santo, onde se encontrou grandes volumes de óleo leve com uma densidade em torno de 28° API, baixa acidez e baixo teor de enxofre. Óleo esse que possui uma grande quantidade de CO2 dissolvido e assim uma solução pioneira para o destino desse gás vem sendo a recuperação avançada. O objetivo dessa pesquisa é analisar quais os parâmetros que tiveram maior influência no processo de recuperação avançada. As simulações foram realizadas utilizando o módulo GEM da Computer Modelling Group, com o objetivo de realizar estudos do método de recuperação avançada em questão. Para a realização deste trabalho, modelos semi-sintéticos foram utilizados com dados de reservatório e fluidos que podem ser extrapolados para situações práticas do Nordeste brasileiro. Os resultados mostraram a influência do processo de injeção alternada de água e gás sobre o fator de recuperação e vazão de produção de óleo, quando comparados à recuperação primária e injeção contínua de água ou injeção contínua de gás