Estudo da recuperação de óleo por drenagem gravitacional assistida por injeção de vapor

Steam assisted gravity drainage process (SAGD) involves two parallel horizontal wells located in a same vertical plane, where the top well is used as steam injector and the bottom well as producer. The dominant force in this process is gravitational. This improved oil recovery method has been demonstrated to be economically viable in commercial projects of oil recovery for heavy and extra heavy oil, but it is not yet implemented in Brazil. The study of this technology in reservoirs with characteristics of regional basins is necessary in order to analyze if this process can be used, minimizing the steam rate demand and improving the process profitability. In this study, a homogeneous reservoir was modeled with characteristics of Brazilian Northeast reservoirs. Simulations were accomplished with STARS , a commercial software from Computer Modelling Group, which is used to simulate improved oil recovery process in oil reservoirs. In this work, a steam optimization was accomplished in reservoirs with different physical characteristics and in different cases, through a technical-economic analysis. It was also studied a semi-continuous steam injection or with injection stops. Results showed that it is possible to use a simplified equation of the net present value, which incorporates earnings and expenses on oil production and expenses in steam requirement, in order to optimize steam rate and obtaining a higher net present value in the process. It was observed that SAGD process can be or not profitable depending on reservoirs characteristics. It was also obtained that steam demand can still be reduced injecting in a non continuous form, alternating steam injection with stops at several time intervals. The optimization of these intervals allowed to minimize heat losses and to improve oil recovery

O processo de drenagem gravitacional com injeção contínua de vapor (SAGD) envolve dois poços horizontais paralelos localizados em uma mesma vertical, onde o poço superior é usado como injetor de vapor e o inferior como produtor. A força dominante neste processo é a gravitacional. Este método de recuperação avançada tem sido demonstrado ser economicamente viável em projetos comerciais de recuperação de petróleo pesado e extra pesado, mas ainda não foi implementado no Brasil. O estudo desta tecnologia em reservatórios com características das bacias regionais é necessário para analisar como se adéqua o processo para minimizar a demanda de vapor obtendo a maior rentabilidade do processo. Neste estudo foi usado um modelo homogêneo com características de reservatórios do Nordeste Brasileiro. As simulações foram realizadas em um programa comercial da Computer Modelling Group , o STARS , módulo usado para realizar estudos de métodos de recuperação avançada de reservatórios de óleo. Neste trabalho, foi realizada uma otimização do vapor em reservatórios com diferentes características físicas e em diferentes cenários, através de uma análise técnico-econômica. Também foi estudada a injeção de vapor semi-contínua ou com paradas. Os resultados obtidos mostraram que é possível utilizar uma equação simplificada do valor presente líquido, que incorpora os ganhos e gastos na produção de óleo e os gastos na injeção de vapor, para otimizar a demanda do vapor obtendo um maior valor presente líquido no processo. Observou-se que o método (SAGD) pode ser ou não rentável dependendo das características do reservatório. Encontrou-se também que a necessidade de vapor pode ainda ser diminuída utilizando esquemas de injeção de vapor com paradas em intervalos de tempo otimizados, e isto permitiu minimizar as perdas de calor e melhorar a recuperação.