Análise paramétrica da injeção de vapor e solvente em reservatórios de óleo pesado

A significant fraction of the hydrocarbon reserves in the world is formed by heavy oils. From the thermal methods used to recovery these resources, Steamflooding has been one of the main economically viable alternatives. In Brazil, this technology is widely used by Petrobras in Northeast fields. Latent heat carried by steam heats the oil in the reservoir, reducing its viscosity and facilitating the production. In the last years, an alternative more and more used by the oil industry to increase the efficiency of this mechanism has been the addition of solvents. When co-injected with steam, the vaporized solvent condenses in the cooler regions of the reservoir and mixes with the oil, creating a low viscosity zone between the steam and the heavy oil. The mobility of the displaced fluid is then improved, resulting in an increase of oil recovery. To better understand this improved oil recovery method and investigate its applicability in reservoirs with properties similar to those found in Potiguar Basin, a numerical study was done to analyze the influence of some operational parameters (steam injection rate, injected solvent volume and solvent type) on oil recovery. Simulations were performed in STARS ("Steam, Thermal, and Advanced Processes Reservoir Simulator"), a CMG ("Computer Modelling Group") program, version 2009.10. It was found that solvents addition to the injected steam not only anticipated the heated oil bank arrival to the producer well, but also increased the oil recovery. Lower cold water equivalent volumes were required to achieve the same oil recoveries from the models that injected only steam. Furthermore, much of the injected solvent was produced with the oil from the reservoir

Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior

Uma porção significativa das reservas de hidrocarbonetos atualmente existentes no mundo é formada por óleos pesados. Dentre os métodos térmicos utilizados para a recuperação desse tipo de recurso, a Injeção Contínua de Vapor tem se constituído como uma das principais alternativas economicamente viáveis. No Brasil, essa tecnologia é largamente utilizada pela Petrobras em campos localizados na região Nordeste. O calor latente transportado pelo vapor aquece o óleo do reservatório, reduzindo sua viscosidade e facilitando a produção. Nos últimos anos, uma alternativa cada vez mais utilizada pela indústria para aumentar a eficiência desse mecanismo tem sido a adição de solventes. Quando coinjetado com o vapor, o solvente vaporizado se condensa nas regiões menos aquecidas do reservatório e mistura-se ao óleo, criando uma zona de baixa viscosidade entre o vapor e o óleo pesado. A mobilidade do fluido deslocado é então melhorada, implicando num aumento da fração recuperada. Para melhor compreender esse mecanismo de recuperação avançada e investigar a sua aplicabilidade em reservatórios com características semelhantes aos encontrados na Bacia Potiguar, foi realizado um estudo numérico, onde se verificou a influência de alguns parâmetros operacionais (vazão de injeção de vapor, volume de solvente injetado e tipo de solvente) sobre a recuperação de óleo. As simulações foram realizadas no módulo STARS ( Steam, Thermal, and Advanced Processes Reservoir Simulator ) do programa da CMG ( Computer Modelling Group ), versão 2009.10. Verificou-se que a adição de solventes ao vapor injetado não só antecipou a chegada do banco de óleo aquecido ao poço produtor como também incrementou a recuperação de óleo. Menores volumes de água fria equivalente foram requeridos para se obter as mesmas frações recuperadas dos modelos que só injetaram vapor. Além disso, boa parte do solvente injetado foi produzido juntamente com o óleo do reservatório