Estudo do acoplamento do poço injetor nas simulações de injeção cíclica de vapor

Steam injection is a method usually applied to very viscous oils and consists of injecting heat to reduce the viscosity and, therefore, increase the oil mobility, improving the oil production. For designing a steam injection project it is necessary to have a reservoir simulation in order to define the various parameters necessary for an efficient heat reservoir management, and with this, improve the recovery factor of the reservoir. The purpose of this work is to show the influence of the coupled wellbore/reservoir on the thermal simulation of reservoirs under cyclic steam stimulation. In this study, the methodology used in the solution of the problem involved the development of a wellbore model for the integration of steam flow model in injection wellbores, VapMec, and a blackoil reservoir model for the injection of cyclic steam in oil reservoirs. Thus, case studies were developed for shallow and deep reservoirs, whereas the usual configurations of injector well existing in the oil industry, i.e., conventional tubing without packer, conventional tubing with packer and insulated tubing with packer. A comparative study of the injection and production parameters was performed, always considering the same operational conditions, for the two simulation models, non-coupled and a coupled model. It was observed that the results are very similar for the specified well injection rate, whereas significant differences for the specified well pressure. Finally, on the basis of computational experiments, it was concluded that the influence of the coupled wellbore/reservoir in thermal simulations using cyclic steam injection as an enhanced oil recovery method is greater for the specified well pressure, while for the specified well injection rate, the steam flow model for the injector well and the reservoir may be simulated in a non- coupled way

A injeção de vapor é um método aplicado geralmente em óleos muito viscosos e consiste em injetar calor para reduzir a viscosidade e, portanto, aumentar a mobilidade do óleo, resultando em incremento na produção dos poços. Para o planejamento de um projeto de injeção de vapor é necessário efetuar um estudo de reservatório com o objetivo de se definir os vários parâmetros necessários para um eficiente gerenciamento de calor no meio poroso e, com isto, melhorar o fator de recuperação do reservatório. Neste estudo, para o sistema de injeção, representado pelo poço injetor, é normalmente adotado um modelo padrão em todos os casos estudados, sendo desta forma, a integração entre o poço injetor e o reservatório, realizada de forma bastante simplificada. Este trabalho tem como objetivo mostrar a influência do acoplamento do poço injetor nas simulações térmicas de reservatórios submetidos à injeção cíclica de vapor. Neste estudo, a metodologia utilizada na solução do problema envolveu o desenvolvimento de um modelo de poço para a integração do modelo de escoamento de vapor em poços de petróleo, VapMec, e o modelo de reservatório tipo beta para a injeção cíclica de vapor em reservatórios de petróleo. Assim, desenvolveram-se estudos de caso para reservatórios rasos e profundos, considerando as principais configurações de poço injetor existentes na indústria de petróleo, ou seja, coluna convencional sem packer, coluna convencional com packer e coluna isolada com packer. Foi realizado um estudo comparativo dos parâmetros de injeção e produção obtidos na simulação, considerando sempre as mesmas condições de operação, para os dois modelos de simulação, sendo um modelo não acoplado e o outro modelo acoplado. Observou-se que os resultados entre os modelos são bastante similares para a situação de vazão de injeção igual à vazão especificada, tendo sido encontrado diferenças significativas na situação em que a pressão de injeção é igual à pressão especificada. Finalmente, com base nos experimentos computacionais, foi possível concluir que a influência do acoplamento do poço injetor nos estudos de reservatórios que utilizam a injeção cíclica de vapor como método especial de recuperação é maior para a condição de pressão especificada, sendo que para a condição de vazão especificada, o modelo de escoamento no poço injetor e o modelo do reservatório podem ser simulados de forma não integrada