Análise paramétrica da simulação composicional do processo de Drenagem Gravitacional Assistida por Gás (GAGD)

In Brazil and around the world, oil companies are looking for, and expected development of new technologies and processes that can increase the oil recovery factor in mature reservoirs, in a simple and inexpensive way. So, the latest research has developed a new process called Gas Assisted Gravity Drainage (GAGD) which was classified as a gas injection IOR. The process, which is undergoing pilot testing in the field, is being extensively studied through physical scale models and core-floods laboratory, due to high oil recoveries in relation to other gas injection IOR. This process consists of injecting gas at the top of a reservoir through horizontal or vertical injector wells and displacing the oil, taking advantage of natural gravity segregation of fluids, to a horizontal producer well placed at the bottom of the reservoir. To study this process it was modeled a homogeneous reservoir and a model of multi-component fluid with characteristics similar to light oil Brazilian fields through a compositional simulator, to optimize the operational parameters. The model of the process was simulated in GEM (CMG, 2009.10). The operational parameters studied were the gas injection rate, the type of gas injection, the location of the injector and production well. We also studied the presence of water drive in the process. The results showed that the maximum vertical spacing between the two wells, caused the maximum recovery of oil in GAGD. Also, it was found that the largest flow injection, it obtained the largest recovery factors. This parameter controls the speed of the front of the gas injected and determined if the gravitational force dominates or not the process in the recovery of oil. Natural gas had better performance than CO2 and that the presence of aquifer in the reservoir was less influential in the process. In economic analysis found that by injecting natural gas is obtained more economically beneficial than CO2

Conselho Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico

No Brasil e no mundo, as empresas de petróleo estão à procura, desenvolvimento e à espera de novas tecnologias e processos que possam elevar o fator de recuperação de óleo em seus reservatórios, com um equilibrado custo-benefício. Na procura de novas tecnologias foi desenvolvido o processo de drenagem gravitacional assistida por gás (GAGD Gas Assisted Gravity Drainage) que foi classificado dentro dos métodos de recuperação avançada de óleo. O processo GAGD, que se encontra em fase de teste piloto em campo, está sendo muito estudado através de modelos físicos em escala de laboratório e em testemunhos, isto devido às altas recuperações de óleo em relação aos outros processos de injeção de gás. Este método consiste em injetar gás no topo de um reservatório através de poços injetores verticais ou horizontais e deslocar o óleo, aproveitando a segregação gravitacional natural dos fluidos, para um poço produtor horizontal colocado na base do reservatório. Para estudar este processo foi idealizado um reservatório homogêneo e um modelo de fluido multicomponente com características parecidas aos campos de óleo leve do Brasil para que, através de um simulador composicional, se analisem os parâmetros operacionais. O processo foi simulado no programa comercial GEM da CMG (Computer Modelling Group). Os parâmetros operacionais estudados foram a vazão de injeção de gás, o tipo de gás injetado (gás natural e CO2), a localização do poço injetor e do poço produtor. Também foi estudada a presença de aqüífero no processo. Os resultados mostraram que o máximo espaçamento vertical entre os dois poços, provocou a máxima recuperação de óleo no GAGD. Também, verificou-se que a maiores vazões de injeção, se obtiveram os maiores fatores de recuperação. Este parâmetro controlou a velocidade da frente do gás injetado e determinou se a força gravitacional domina ou não sobre o processo na recuperação de óleo. O gás natural teve melhor desempenho que o CO2 e que, a presença de aqüífero no reservatório influenciou pouco no processo. Na análise econômica verificou-se que a injeção de gás natural obteve o melhor beneficio econômico que com CO2