Estudo comparativo da injeção de solução polimérica e ASP em reservatórios maduros de óleo médio
Apesar do aumento da conscientização da sociedade com relação aos danos causados ao meio ambiente decorrentes da utilização de combustíveis fósseis, o petróleo deverá ocupar uma posição relevante na matriz energética mundial e nacional durante muito tempo. No Brasil em 2050 aproximadamente 50,6% da...
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| Formato: | Dissertação |
| Idioma: | por |
| Publicado em: |
Universidade Federal do Rio Grande do Norte
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| Assuntos: | |
| Endereço do item: | https://repositorio.ufrn.br/jspui/handle/123456789/20337 |
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| Resumo: | Apesar do aumento da conscientização da sociedade com relação aos danos causados ao meio ambiente decorrentes da utilização de combustíveis fósseis, o petróleo deverá ocupar uma posição relevante na matriz energética mundial e nacional durante muito tempo. No Brasil em 2050 aproximadamente 50,6% da matriz energética ainda será composta por petróleo, derivados e gás natural. Com o aumento do grau de explotação dos campos ao redor do mundo, estudos sobre novas tecnologias que proporcionem o aumento do fator de recuperação e da rentabilidade dos campos de petróleo são cada vez mais necessários. Aproximadamente 0,3 x 1012 m³ de óleo leve e médio deverão permanecer nos reservatórios ao redor do mundo após a recuperação secundária. Os métodos de EOR (Enhanced Oil Recovery) são aplicados nesta fase de produção do campo, objetivando mobilizar o óleo residual. Tipicamente, o óleo residual representa de 60% a 90% de todo o óleo remanescente, enquanto os outros 40% a 10% permanecem nas áreas não varridas do reservatório. O método de injeção de solução polimérica em reservatórios de petróleo objetiva a correção da razão de mobilidades água/óleo e incremento da eficiência de varrido do óleo. O método de injeção da solução ASP objetiva além do incremento da eficiência de varrido, a mobilização de óleo residual através da redução da tensão interfacial entre a água e o óleo, com incremento da eficiência de deslocamento. Neste estudo, estes dois métodos foram avaliados em reservatórios portadores de óleo médio, em avançado estágio de injeção de água. Um modelo homogêneo de reservatório foi submetido a 3 anos de produção primária e posteriormente a 20 anos de injeção de água, a partir deste ponto foram selecionadas 3 variações deste modelo para o estudo das técnicas de injeção de polímero e de solução ASP. As simulações de fluxo foram realizadas através de um simulador numérico com suporte para métodos químicos. Os resultados para o processo de injeção de polímero mostraram pequenas variações com relação à injeção de água, em termos de fator de recuperação do óleo e redução do corte de água produzida. Foi observado que o processo cumpriu com o objetivo da correção da razão de mobilidades água/óleo, entretanto as baixas injetividades obtidas comprometeram os resultados do método. Já a aplicação do processo de injeção da solução ASP, nos dois reservatórios de melhor condição permoporosa, mostrou incrementos nos fatores de recuperação de 30,7% e 25,2% em relação à injeção de água, além da queda no corte de água produzida de 8,1% e 11,4%. Para o reservatório de condições permoporosas ruins, o método foi comprometido pelas baixas injetividades obtidas e trouxe fatores de recuperação do óleo mais baixos que a injeção de água. Foi possível observar que o processo cumpriu com os objetivos de melhora nas eficiências de varrido e de deslocamento do óleo nas áreas atingidas pelo banco de injeção para os três reservatórios estudados. |
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