Análise comparativa entre simuladores de linha de fluxo e diferenças finitas para um reservatório de petróleo submetido a injeção de água

Water injection is the most widely used method for supplementary recovery in many oil fields due to various reasons, like the fact that water is an effective displacing agent of low viscosity oils, the water injection projects are relatively simple to establish and the water availability at a relatively low cost. For design of water injection projects is necessary to do reservoir studies in order to define the various parameters needed to increase the effectiveness of the method. For this kind of study can be used several mathematical models classified into two general categories: analytical or numerical. The present work aims to do a comparative analysis between the results presented by flow lines simulator and conventional finite differences simulator; both types of simulators are based on numerical methods designed to model light oil reservoirs subjected to water injection. Therefore, it was defined two reservoir models: the first one was a heterogeneous model whose petrophysical properties vary along the reservoir and the other one was created using average petrophysical properties obtained from the first model. Comparisons were done considering that the results of these two models were always in the same operational conditions. Then some rock and fluid parameters have been changed in both models and again the results were compared. From the factorial design, that was done to study the sensitivity analysis of reservoir parameters, a few cases were chosen to study the role of water injection rate and the vertical position of wells perforations in production forecast. It was observed that the results from the two simulators are quite similar in most of the cases; differences were found only in those cases where there was an increase in gas solubility ratio of the model. Thus, it was concluded that in flow simulation of reservoirs analogous of those now studied, mainly when the gas solubility ratio is low, the conventional finite differences simulator may be replaced by flow lines simulator the production forecast is compatible but the computational processing time is lower.

A injeção de água é o método de recuperação suplementar mais difundido na maioria dos campos de petróleo, devido a vários motivos, como o fato de a água ser um eficiente agente deslocante de óleos com baixa viscosidade associado ao fato de ser relativamente fácil de injetar e de existir grande disponibilidade de água a um custo relativamente baixo de se obter. Para o dimensionamento de um projeto de injeção de água é necessário efetuar um estudo de reservatório com o objetivo de se definir os vários parâmetros necessários para aumentar a eficácia do método. Para este estudo podem ser utilizados vários modelos matemáticos classificados como analíticos ou numéricos. Este trabalho tem como objetivo efetuar uma análise comparativa entre os resultados apresentados por um simulador de linhas de fluxo e um simulador convencional por diferença finita, que são dois tipos de simuladores de fluxo baseados em métodos numéricos, para um modelo de um reservatório de petróleo leve submetido à injeção de água. Para tanto foram montados dois modelos de reservatório, sendo um modelo heterogêneo e outro homogêneo contendo valores médios das propriedades de rocha do primeiro modelo. Foram realizadas comparações dos resultados destes modelos considerando sempre as mesmas condições de operação. Em seguida foram alterados alguns parâmetros de fluido e de rocha em ambos os modelos e efetuadas novamente comparações de resultados. A partir do planejamento fatorial, realizado para a análise de sensibilidade dos parâmetros de reservatório, foram escolhidos alguns casos para efetuar análise da variação dos parâmetros operacionais escolhidos que foram a vazão de injeção de água e a localização dos canhoneados. Observou-se que os resultados entre os simuladores são bastante similares na maioria dos casos estudados, tendo sido encontrado divergências apenas nos casos em que há aumento na razão de solubilidade de gás do modelo. Desta maneira foi concluído que o simulador convencional por diferenças finitas pode ser substituído por um simulador por linhas de fluxo em reservatórios semelhantes ao estudado, quando a razão de solubilidade possui valores baixos, sem prejuízo aos resultados de produção e com menores tempos de processamento computacional.

2020-01-01