Estudo paramétrico da recuperação de óleo no processo de drenagem gravitacional com injeção de CO2

The gas injection has become the most important IOR process in the United States. Furthermore, the year 2006 marks the first time the gas injection IOR production has surpassed that of steam injection. In Brazil, the installation of a petrochemical complex in the Northeast of Brazil (Bahia State) offers opportunities for the injection of gases in the fields located in the Recôncavo Basin. Field-scale gas injection applications have almost always been associated with design and operational difficulties. The mobility ratio, which controls the volumetric sweep, between the injected gas and displaced oil bank in gas processes, is typically unfavorable due to the relatively low viscosity of the injected gas. Furthermore, the difference between their densities results in severe gravity segregation of fluids in the reservoirs, consequently leading to poor control in the volumetric sweep. Nowadays, from the above applications of gas injection, the WAG process is most popular. However, in attempting to solve the mobility problems, the WAG process gives rise to other problems associated with increased water saturation in the reservoir including diminished gas injectivity and increased competition to the flow of oil. The low field performance of WAG floods with oil recoveries in the range of 5-10% is a clear indication of these problems. In order to find na effective alternative to WAG, the Gas Assisted Gravity Drainage (GAGD) was developed. This process is designed to take advantage of gravity force to allow vertical segregation between the injected CO2 and reservoir crude oil due to their density difference. This process consists of placing horizontal producers near the bottom of the pay zone and injecting gás through existing vertical wells in field. Homogeneous models were used in this work which can be extrapolated to commercial application for fields located in the Northeast of Brazil. The simulations were performed in a CMG simulator, the STARS 2007.11, where some parameters and their interactions were analyzed. The results have shown that the CO2 injection in GAGD process increased significantly the rate and the final recovery of oil

Petróleo Brasileiro SA - PETROBRAS

A injeção de gás tem sido o método de recuperação mais utilizado nos Estados Unidos e o ano de 2006 marca a primeira vez em que a produção proveniente dos processos de injeção de gás superou os de injeção de vapor. No Brasil, a instalação do complexo petroquímico, no estado da Bahia, oferece oportunidades para injeção de gás na Bacia do Recôncavo. As aplicações de injeção de gás em campo foram quase sempre associadas com dificuldades operacionais e de projetos. A razão de mobilidade, que controla a varredura volumétrica, entre o gás injetado e o banco de óleo deslocado, é tipicamente desfavorável devido à baixa viscosidade do gás. Além de que a diferença entre as densidades conduz a segregação gravitacional severa dos fluidos no reservatório e consequentemente, levando a um pobre controle na varredura volumétrica. Atualmente, grande parte dos projetos de injeção de gás no mundo é do tipo WAG. Entretanto, na tentativa de resolver os problemas de mobilidade, o processo WAG causa outros problemas como o aumento na saturação de água no reservatório, incluindo a diminuição na injetividade do gás e aumento da competição no fluxo do óleo. O baixo desempenho na recuperação de óleo deste processo no campo, na ordem de 5 a 10%, é uma clara indicação destes problemas. A fim de encontrar uma alternativa eficaz para o WAG, o processo de drenagem gravitacional assistida por injeção de gás (GAGD) foi desenvolvido. O processo GAGD é projetado para tomar vantagem da força gravitacional causando assim, a segregação vertical entre o CO2 injetado e a reserva de óleo devido à diferença de densidades. Este processo consiste na colocação de poços produtores horizontais próximos a parte inferior da zona de óleo e injeção de gás através de poços verticais existentes em campo. Modelos homogêneos foram utilizados neste trabalho os quais podem ser extrapolados para aplicação comercial em campos localizados no nordeste brasileiro. As simulações foram realizadas no simulador da CMG STARS 2007.11, sendo analisados alguns parâmetros e suas interações. Os resultados mostraram que a injeção de CO2 no processo GAGD aumentou significativamente a vazão e a recuperação final de óleo