Análise de viabilidade de injeção de fluidos alternativos ao vapor em reservatórios de óleo pesado

Many of hydrocarbon reserves existing in the world are formed by heavy oils (°API between 10 and 20). Moreover, several heavy oil fields are mature and, thus, offer great challenges for oil industry. Among the thermal methods used to recover these resources, steamflooding has been the main economically viable alternative. Latent heat carried by steam heats the reservoir, reducing oil viscosity and facilitating the production. This method has many variations and has been studied both theoretically and experimentally (in pilot projects and in full field applications). In order to increase oil recovery and reduce steam injection costs, the injection of alternative fluid has been used on three main ways: alternately, co-injected with steam and after steam injection interruption. The main objective of these injection systems is to reduce the amount of heat supplied to the reservoir, using cheaper fluids and maintaining the same oil production levels. This works discusses the use of carbon dioxide, nitrogen, methane and water as an alternative fluid to the steam. The analyzed parameters were oil recoveries and net cumulative oil productions. The reservoir simulation model corresponds to an oil reservoir of 100 m x 100 m x 28 m size, on a Cartesian coordinates system (x, y and z directions). It is a semi synthetic model with some reservoir data similar to those found in Brazilian Potiguar Basin. All studied cases were done using the simulator STARS from CMG (Computer Modelling Group, version 2009.10). It was found that waterflood after steam injection interruption achieved the highest net cumulative oil compared to other fluids injection. Moreover, it was observed that steam and alternative fluids, co-injected and alternately, did not present increase on profitability project compared with steamflooding

Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior

Muitas das reservas de hidrocarbonetos existentes em todo o mundo são formadas por óleos pesados (°API entre 10 e 20). Além disso, vários campos de óleo pesado estão maduros e, portanto, oferecem grandes desafios para a indústria do petróleo. Entre os métodos térmicos utilizados para recuperar estes recursos, a injeção de vapor tem sido a principal alternativa economicamente viável. O calor latente transportado por meio de vapor aquece o reservatório, reduzindo a viscosidade do óleo, facilitando a produção. A fim de aumentar a recuperação de óleo e reduzir os custos inerentes à injeção de vapor, a injeção de fluidos alternativos tem sido utilizado em combinação com o vapor das seguintes formas: alternadamente, coinjetados e após a interrupção da injeção de vapor. O objetivo principal destes sistemas de injeção combinada é reduzir a quantidade de calor fornecida ao reservatório utilizando fluidos de menor valor comercial, buscando manter os níveis de produção de óleo. Este trabalho analisa o uso do dióxido de carbono, nitrogênio, metano e água como fluido alternativo ao vapor. Os parâmetros analisados foram a recuperação de óleo e a produção acumulada líquida. O modelo de reservatório analisado corresponde a um reservatório de dimensões 100 m x 100 m x 28 m, num sistema de coordenadas cartesianas ( direções x, y e z). É um modelo semissintético com alguns dados de reservatório semelhantes aos encontrados na Bacia Potiguar, Brasil. Todos os casos estudados foram simulados utilizando o simulador STARS da CMG (Computer Group, Modelagem versão 2009.10). Verificou-se que a injeção de água após a interrupção de injeção de vapor alcançou melhores resultados em termos de produção acumulada líquida de óleo em relação a injeção de outros fluidos. Além disso, foi observado que o vapor e os fluidos alternativos, coinjetados e alternados, não apresentou aumento na rentabilidade do projeto em comparação com a injeção contínua de vapor