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Análise de parâmetros operacionais da injeção contínua de vapor adaptado ao método sagd em reservatórios de petróleo pesado no nordeste brasileiro
(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2017) Ferreira, Eduardo de Lima; Barillas, Jennys Lourdes Meneses; Barillas, Jennys Lourdes Meneses; Rocha, Mirella Lopes da; Praxedes, Tayllandya Suelly
O cenário mundial no segmento petrolífero estima uma grande reserva petrolífera a ser explora, cerca de 1,7 trilhões de barris, em 2015. No Brasil, mais especificamente, na região Nordeste, há grandes reservas de óleo pesado, a qual necessita de técnicas específicas a ser aplicada para tal extração. Esta operação além da peculiaridade técnica empregada, também há fatores do ponto de vista econômico que é preciso ser analisado. Características as quais por métodos convencionais - gases imiscíveis e injeção de água - é praticamente inviável uma recuperação promissora. Neste aspecto, a utilização do método térmico - injeção contínua de vapor adaptada para modelo de drenagem de óleo por diferencial gravitacional assistida com vapor (SAGD) - é de suma importância, pois ele possibilita uma melhor eficiência de varrido por favorecer maiores injeções de calor no reservatório, e consequentemente, permitir melhor deslocamento do óleo. Este método é muito empregado na indústria petrolífera devido a sua eficiência, pois ao injetar vapor sobre alta temperatura, este calor é transmitido ao óleo, ocasionando uma significativa diminuição de sua viscosidade, e possibilitando melhor fluxo no reservatório. O estudo foi realizado por meio da simulação numérica, utilizando o programa STAR (Steam, Thermal, and Advanced Processes Reservoir Simulator) do grupo CGM (Computer Modelling Group) - Versão 2013. Os parâmetros operacionais e técnicos utilizados são: distância entre poços, vazão de injeção de vapor, intervalo de completação, configurações de malhas.
Análise Técnico-Econômica da Injeção Cíclica de Vapor e Solvente Aplicada a Reservatórios no Nordeste Brasileiro
(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2016-11-28) Silva, Abraham Dantas de Medeiros; Galvão, Edney Rafael Viana Pinheiro; Galvão, Edney Rafael Viana Pinheiro; Rodrigues, Marcos Allyson Felipe; Praxedes, Tayllandya Suelly
Os métodos de recuperação avançada de petróleo estão muito presentes na indústria petrolífera, uma vez que melhoram a eficiência de recuperação e aceleram a produção de hidrocarbonetos. Para reservatórios de óleo pesado são indicados principalmente métodos térmicos, devido a influência da temperatura na viscosidade do óleo, como a injeção cíclica de vapor. Os métodos miscíveis, como a injeção de solvente, agem como um tensoativo, reduzindo a tensão interfacial no reservatório e facilitando o fluxo do óleo no meio poroso. Para este trabalho, foi realizada a junção desses dois métodos, onde foram analisados alguns parâmetros e influências da injeção cíclica de vapor e solvente. O estudo foi realizado através de simulações em um modelo de reservatório utilizando-se o STARS, simulador do grupo da CMG (Computer Modelling Group ltd.). O estudo foi dividido em três partes: injeção cíclica de vapor, injeção cíclica de vapor e solvente e análise econômica dos melhores resultados. No primeiro caso os parâmetros variáveis eram a cota de injeção de vapor, tempo de soaking, e título do vapor e o modelo com melhor recuperação de óleo foi escolhido como Modelo Base. Na segunda etapa do estudo, o Modelo Base serviu de base para criação de modelos de injeção de três tipos de solventes diferentes (C5, C7 e C9) em diferentes percentuais de injeção. Os melhores resultados obtidos foram alcançados com a injeção de C5 a 20%, proporcionando um fator de recuperação de 52,70% e que mesmo após o estudo econômico através do método VPL foi o mais rentável, com VPL de US$ 3.525.662,98.
Efeito da perda de carga e calor no poço injetor no processo de drenagem gravitacional assistido com vapor e solvente
(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2013-11-06) Praxedes, Tayllandya Suelly; Barillas, Jennys Lourdes Meneses; ; http://lattes.cnpq.br/4637897380055777; ; http://lattes.cnpq.br/2553167808081295; Dutra Júnior, Tarcilio Viana; ; http://buscatextual.cnpq.br/buscatextual/visualizacv.do?id=K4706483T3; Mata, Wilson da; ; http://buscatextual.cnpq.br/buscatextual/visualizacv.do?id=K4781404Z6; Souza Júnior, José Cleodon de;
Atualmente, a maior parte das reservas de hidrocarbonetos no mundo se encontram na forma de óleo pesado, ultra-pesado ou betume. Para a extração e produção desse recurso é necessária a implantação de novas tecnologias. Um dos processos promissores para a recuperação desse óleo é a drenagem gravitacional assistida com vapor e solvente (ESSAGD) que utiliza dois poços horizontais paralelos, onde o injetor é disposto acima do produtor. A realização do processo se dá mediante a injeção de um aditivo de hidrocarboneto em baixa concentração em conjunto com vapor. O vapor contribui com calor para redução da viscosidade do óleo e o solvente ajuda na miscibilidade, reduzindo a tensão interfacial entre óleo/solvente. A principal força atuante neste processo é a gravitacional e a transferência de calor ocorre por meio da condução, convecção e pelo calor latente do vapor. Neste estudo foi utilizado o modelo discretizado, onde o poço é discretizado da mesma forma que o reservatório, sendo cada seção do poço tratada como um bloco da grade, com conexão interblocos com o reservatório. O presente trabalho tem como objetivo analisar a influência da perda de carga e calor ao longo do poço injetor no processo ES-SAGD. O modelo utilizado para estudo trata-se de um reservatório homogêneo, semissintético com características do Nordeste Brasileiro e as simulações numéricas foram realizadas através do simulador térmico STARS da CMG (Computer Modelling Group). Os parâmetros operacionais analisados foram: porcentagem de solvente injetado, vazão de injeção de vapor, distância vertical entre os poços e qualidade de vapor. Todos eles foram significativos no Fator de Recuperação de óleo. Os resultados demonstraram que, para todos os casos analisados, o modelo que considera a perda de carga apresenta produção acumulada de óleo inferior ao seu respectivo modelo que desconsidera tal perda. Essa diferença é mais acentuada quanto menor o valor da vazão de injeção de vapor
Estudo comparativo da injeção contínua de vapor entre reservatórios de óleos pesados e extrapesados
(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2016-11-29) Silva, Lucas Aires da Costa; Barillas, Jennys Lourdes Meneses; Dutra Junior, Tarcilio Viana; Praxedes, Tayllandya Suelly
A indústria petrolífera busca sempre a maior produção de óleo possível de um determinado reservatório. Tendo isso como objetivo, procura-se sempre novas alternativas para que o máximo de óleo seja extraído da subsuperfície. Porém, alguns reservatórios possuem óleo muito viscosos, classificados como pesados e extrapesados. Por esse motivo, sua mobilidade e, consequentemente, seu escoamento praticamente não existem. Como uma das soluções possíveis para contornar essa dificuldade tem-se a diminuição da viscosidade desses óleos através de métodos térmicos de recuperação, os quais aumentam o fator de recuperação e a produção. Dentre os métodos térmicos, tem-se a injeção contínua de vapor, possivelmente o método mais utilizado pela indústria para recuperar reservatórios com essas características. A partir dessa necessidade, este trabalho propõe um estudo comparativo entre dois óleos com viscosidades diferentes, isto é, um com características de óleo pesado e outro com características de óleo extrapesado. Para o estudo fez-se o uso da ferramenta computacional Steam, Thermal and Advanced process Reservoir Simulation – STARS – versão 2013.10, da Computer Modeling Group – CMG – onde através dela fez-se uma análise da influência de parâmetros operacionais, como configuração dos poços, vazão de injeção de vapor e temperatura do vapor injetado sobre o fator de recuperação e produção de óleo. Os resultados dos fatores de recuperação mostraram que o uso desse método, para óleos pesados é mais satisfatório do que para óleos extrapesados, para diferentes malhas de injeção e para o aumento da injeção de vapor até determinada quantidade. Entretanto, a temperatura de injeção não influencia de forma tão significativa, nos tempos finais de estudo.
Estudo da Injeção Contínua de vapor aplicada em reservatório de óleo extra-pesado do Nordeste brasileiro
(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2016-11-29) Coelho, Anderson Cesar Tiburcio; Barillas, Jennys Lourdes Meneses; DUTRA JÚNIOR, Tarcílio Viana; Praxedes, Tayllandya Suelly
O Brasil possui grandes reservas de petróleo (incluindo a descoberta do pré-sal). É um dos maiores produtores mundiais de petróleo. Porém, ainda pode alcançar um patamar maior nessa lista aumentando a eficiência dos atuais métodos de recuperação de petróleo já utilizados. Entre esses, existem os métodos convencionais e especiais. De forma a complementar os convencionais, os métodos especiais têm a função de modificar a pressão do reservatório bem como as propriedades dos fluidos e suas interações com as rochas, permitindo um maior deslocamento e uma maior produção. A injeção de vapor está nessa categoria de métodos especiais. Ela reduz a viscosidade do fluido da formação através do aumento de temperatura e esse aquecimento gera uma dilatação, a qual incrementa a energia que expulsa os fluidos. Logo, tal processo é adequado para reservatórios com óleos pesados ou extra-pesados, das menores faixas de valores de ºAPI e para reservatórios rasos, devido a perda de calor pela profundidade. Neste trabalho, tomou-se como base um reservatório com características dos existentes no Nordeste brasileiro. Isto é importante quando percebemos que entre os 10 maiores estados produtores do Brasil, 5 deles são nordestinos (RN, BA, SE, CE e AL). Sendo assim, através das diferentes vazões de injeção de vapor, títulos e malhas de injeção simulados pelo módulo STARS (Steam, Thermal and Advanced processes Reservoir Simulator) da CMG, pode-se notar a real influência deste método de recuperação comparando parâmetros de análise como Fator de recuperação, Produção acumulada de óleo e vazão de óleo em relação ao tempo. Observou-se que o incremento na vazão de injeção resulta numa maior produção de óleo, ou seja, que há uma relação diretamente proporcional. Entretanto, outros fatores operacionais como distância entre poços, profundidade de perfuração dos poços injetores também merecem ser mais explorados em futuras simulações a partir deste trabalho.
Estudo da injeção contínua de vapor em reservatórios de óleos pesados
(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2017-06-20) Silva, Ismael Alves da; Barillas, Jennys Lourdes Meneses; Rocha, Mirella Lopes da; Praxedes, Tayllandya Suelly
Em todo o mundo, muitos dos reservatórios de petróleo possuem óleos pesados, isso faz com o que se aumente a necessidade de investir e descobrir maneiras de extrair esse óleo, a fim de torna-lo usual na indústria de petróleo. Inicialmente esses reservatórios são estimulados a produzirem com sua própria energia, tal fato é chamado de produção primária, quando não existe nenhuma energia externa estimulando à produção. Com o passar do tempo essa energia vai aos poucos acabando e com o objetivo de manter essa produção rentável, é necessário analisar alguns métodos de recuperação e, então, aumentar a vida produtiva do poço. Um óleo pesado possui alta viscosidade nas condições de reservatório e não flui com facilidade. Para a produção desses óleos são utilizados métodos de recuperação suplementar, dentre esses métodos, um dos mais utilizados é o método térmico que atua através da injeção de vapor e tem como objetivo aumentar a temperatura do óleo para reduzir sua viscosidade e melhorar o escoamento. Este trabalho tem como objetivo realizar um estudo da injeção contínua de vapor nesses reservatórios utilizando poços produtores e injetores horizontais e verticais. Para isso, foi criado um modelo de fluido e um reservatório com a ajuda do Winprop e do Builder da CMG (Computer Modelling Group). Dentre as configurações analisadas, a que apresentou um melhor resultado foi a configuração que contem 10 poços injetores perfurados verticalmente e 2 poços produtores perfurados horizontalmente, seu fator de recuperação foi de 31%. Porém, para saber se o projeto é de fato viável, é necessário realizar algumas análises econômicas.
Estudo da injeção de solvente frio no processo de drenagem gravitacional assistida com vapor e solvente (ES-SAGD) em reservatórios do nordeste brasileiro
(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2018-12-11) Praxedes, Tayllandya Suelly; Barillas, Jennys Lourdes Meneses; http://lattes.cnpq.br/4637897380055777; http://lattes.cnpq.br/2553167808081295; Dutra Júnior, Tarcilio Viana; Rodrigues, Marcos Allyson Felipe; https://orcid.org/0000-0002-8936-5705; http://lattes.cnpq.br/5453593230706116; Medeiros, Ana Catarina Da Rocha; Medeiros, Elthon John Rodrigues de
É grande o número de reservatórios de óleo pesado ou betume existentes no mundo. Este óleo possui alta viscosidade e assim difícil mobilidade dentro do reservatório. No Brasil, destaca-se o estado do Rio Grande do Norte, que possui uma longa produção de óleo pesado por meio de poços onshore. Através do aquecimento, os métodos térmicos reduzem a viscosidade deste óleo, facilitando sua extração. Dentre os métodos térmicos, a drenagem gravitacional assistida com vapor e solvente (ES-SAGD) é uma alternativa promissora para a recuperação de óleo pesado. O ES-SAGD combina as vantagens do método térmico com o miscível, e tem sido testado com sucesso especialmente no Canadá, onde existem muitos reservatórios de betume e óleo pesado. Este processo utiliza dois poços horizontais paralelos, onde o superior injeta vapor e solvente e o inferior produz o óleo. O ES-SAGD ainda não foi aplicado no Brasil, onde há reservatórios de óleo pesado, especialmente no Nordeste brasileiro. Motivado por este contexto, esta pesquisa objetivou estudar a aplicação do processo ES-SAGD em um reservatório semissintético, com características semelhantes às encontradas no Nordeste brasileiro, mais especificamente analisar a influência do esquema de injeção de solvente no ES-SAGD. Os modelos estudados consideraram as perdas de carga e calor no poço injetor e as simulações numéricas foram realizadas através do simulador térmico STARS da CMG (Computer Modelling Group). Foram realizadas análises de alguns parâmetros operacionais, tais como: vazão de injeção de vapor, percentual de solvente injetado e distância vertical entre os poços, de forma a verificar a influência destes sobre o ES-SAGD em ambas as configurações: solvente injetado na temperatura do vapor (inj_q) ou na temperatura do reservatório (inj_f). Também foi realizada uma análise de VPL (Valor Presente Líquido), a partir da qual se investigou a sensibilidade dos parâmetros econômicos. Para os casos estudados foi verificado que, o processo ES-SAGD com injeção de vapor em conjunto com solvente frio se mostrou viável e recomendado tanto do ponto de vista técnico e econômico, quanto do ponto de vista de segurança do processo, visto que, suprime a etapa de aquecimento do solvente, eliminado assim riscos iminentes de explosões e acidentes advindos da elevação da temperatura do solvente.
Estudo do processo de injeção de C02 e C1 aplicado a um reservatório de óleo leve
(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2017-11-23) Lopes, Amanda Fraifer Palhano; Barillas, Jennys Lourdes Meneses; Barillas , Jennys Lourdes Meneses; Praxedes, Tayllandya Suelly; Penninck Junior, Marcelo
Em sua descoberta, os reservatórios de petróleo possuem uma energia própria e logo durante o início de sua vida produtiva conseguem produzir apenas com essa energia inicial. Porém durante o processo de produção ocorre uma perda de massa, a fim de diminuir os efeitos causados por essa perda de energia é necessário utilizar métodos de recuperação suplementar, como a injeção de água e gás que trabalham para restaurar a pressão perdida permitindo que o poço volte a produzir. O CO2 é um dos gases mais utilizado hoje em dia, ele pode, em altas condições de pressão e temperatura, deslocar de forma miscível o óleo presente no reservatório, no entanto, quando submetido a baixas condições de pressão e temperatura, ele desloca o óleo de forma imiscível, reduzindo a viscosidade e as tensões interfaciais. Contudo, o dióxido de carbono pode se tornar corrosivo ao entrar em contado com a água, desta forma é necessário estudar a viabilidade da injeção de outros gases. Foi analisada neste trabalho a injeção de CO2 e de C1 em um reservatório semissintético com características do nordeste brasileiro. A escolha de se testar a injeção do C1 se deu por o metano ser um gás já presente no reservatório sendo de fácil obtenção precisando apenas ser reinjetado. Foi estudado para cada um dos casos o tipo de malha, a zona de completação, a vazão de injeção e a configuração dos poços. A configuração escolhida, tanto para o C1 quanto para o CO2 foi a injeção periférica com quatro poços injetores verticais, cinco produtores verticais e dois produtores horizontais na quarta camada, utilizando uma vazão de injeção de 3.000.000 m³/dia canhoneado na zona de óleo. O fator de recuperação da recuperação primaria foi de 3,6%. Com a injeção de CO2 foi possível aumentar esse resultado para 32,194% e o C1 obteve uma recuperação de 27,16%, sendo viável.
Estudo do processo de injeção de CO2 (GAGD) aplicado a um reservatório de óleo leve
(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2016-11-30) Teixeira, Marcelly Maria Antas; Barillas, Jennys Lourdes Meneses; Barillas, Jennys Lourdes Meneses; Praxedes, Tayllandya Suelly; Rocha, Mirella Lopes da
Originalmente os reservatórios de Petróleo possuem uma energia própria, chamada de energia primária, que vai decaindo com o tempo, precisando assim de ajudas externas, algumas delas chamadas de métodos de recuperação avançada que tem como objetivo aumentar a produtividade do poço; um desses métodos é o processo de drenagem gravitacional assistida por gás (GAGD), caracterizado por injetar gás no topo do reservatório e estimular a produção em um poço produtor horizontal localizado abaixo desses poços verticais, tendo melhor execução em poços maduros com óleo leve. Então, para utilização desse método foi criado um modelo de fluido e um reservatório com a ajuda do Winprop e do Builder da CMG (Computer Modelling Group). Foram realizados três tipos de configurações de malha para analisar a sua influência na produção de óleo. As simulações numéricas foram realizadas através do simulador GEM no tempo de 20 anos, e o Results Graph ajudou na análise dos gráficos, e foram analisados os seguintes parâmetros: fator de recuperação, produção acumulada de óleo, saturação de óleo, diferentes profundidades e diferentes vazões. Dessa forma, no final das análises, os resultados mostram que a recuperação do óleo aumentou consideravelmente com a injeção de CO2 no processo GAGD, principalmente na configuração de 6 poços injetores e 2 produtores.
Estudo do processo de injeção de CO2 e C1 aplicado a um reservatório de óleo leve.
(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2016-12-01) Cavalcante, Diego Bruno de Souza; Barillas, Jennys Lourdes Meneses; Barillas, Jennys Lourdes Meneses; Praxedes, Tayllandya Suelly; Rocha, Mirella Lopes da
Inicialmente, um reservatório de petróleo possui uma energia inicial comumente chamada de energia primária. Na medida que a produção ocorre, essa energia vai se dissipando consequentemente diminuindo a produção. Métodos de recuperação secundária são métodos convencionais que realizam a manutenção da pressão do reservatório através da injeção imiscível de água ou gás, com intuito de suprir essa depleção da pressão melhorando a produção. O gás mais utilizado nesse método é o dióxido de carbono, porém esse gás se torna altamente corrosivo ao entrar em contato com a água, com isso estudos com outros gases como fluido injetor podem ser realizados. A partir de um modelo de um reservatório anticlinal com características da bacia do nordeste brasileiro, foi realizado um estudo para a injeção imiscível de CO2 e C1 a fim de constatar qual seria a configuração e/ou parâmetros operacionais com melhor desempenho na produção na utilização desse método, além de saber se é viável utilização do C1 como fluido injetor. Para a realização do estudo, foram realizadas simulações no software GEM do grupo CMG. As variáveis do trabalho foram: Distribuição dos poços, vazão de injeção, configuração dos poços produtores (vertical ou horizontal) e a posição do canhoneado dos poços injetores. O sistema que apresentou o melhor desempenho foram 4 malhas de five-spot normal, com vazão de injeção de 1.000.000 m³STD/dia, tanto para injeção de CO2 quanto para injeção de C1, com poços produtores na horizontal e com injetores canhoneado no fundo do reservatório que proporcionou um incremento 25 vezes a produção em relação a recuperação primária. Com a injeção de C1 houve um aumento na produção de aproximadamente 22 vezes em relação a recuperação primária. Por tanto, apesar da recuperação com injeção de C1 ter sido menor que a de CO2, ocorreu um aumento na produção sendo viável a utilização de C1 como fluido injetor.
Estudo do processo de injeção de vapor aplicado em reservatórios de óleo pesado, usando poços verticais
(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2018-12-03) Freitas, Raphaela Tábata Rabêlo; Barillas, Jennys Lourdes Meneses; Dutra Junior, Tarcílio Viana; Praxedes, Tayllandya Suelly
Uma das grandes dificuldades frente aos desafios da indústria petrolífera denomina-se produção em reservatórios dotados de óleos pesados, visto que esses devido a sua alta viscosidade tornam o escoamento do óleo uma tarefa difícil. Um dos métodos térmicos mais utilizados mundialmente é a injeção de vapor, justamente por se tratar de um método eficaz e economicamente viável, quando comparado com outros métodos. Esse foi utilizado neste trabalho, mais especificamente, a injeção de vapor contínua. Além disso, neste trabalho, foram feitas análises com diferentes configurações de poços, malhas five-spot e malhas five-spot invertidas, como também para diferentes vazões de injeção de vapor. As ferramentas computacionais utilizadas para simulação foram o módulo WinProp e o Builder do Computer Modelling Group (CMG), nos quais foram criados, respectivamente, o modelo de fluido e o de reservatório. Além desses, o módulo STARS, direcionado para os métodos térmicos, foi utilizado para a simulação dos modelos construídos. Nas análises efetuadas, foram investigadas propriedades, tais como: viscosidade e saturação do óleo, além de considerar os efeitos das vazões de injeção e da mudança da configuração dos poços no fator de recuperação e na produção acumulada. Por isso, este trabalho teve como objetivo apontar qual seria a melhor resposta ao método aplicado a este reservatório e dentre os casos analisados, concluiu-se que os casos 1, malha five-spot invertida com 25 poços produtores e 13 poços injetores, o caso 5, com malha five-spot invertida com 30 poços produtores e 16 injetores, e o caso 6, malha five-spot com 16 poços produtores e 30 injetores, obtiveram bons resultados, porém se faz necessário um estudo da viabilidade econômica para definir, de fato, qual o melhor modelo.
Estudo do processo de injeção de vapor em reservatórios de óleos pesados, usando poços verticais e horizontais
(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2016-11-30) Rodrigues, Kilvia Lisanna Lima; Barillas, Jennys Lourdes Meneses; Rocha, Mirella Lopes da; Praxedes, Tayllandya Suelly
No Brasil, boa parte dos reservatórios são de óleos pesados, esses reservatórios que possuem inicialmente, uma energia capaz de elevar o fluido naturalmente, mas com o passar do tempo de produção essa energia se dissipa e, por causa disso, são analisados métodos para recuperar esse óleo que ainda fica retido. Para óleos com a viscosidade elevada, o método que é bastante utilizado é o método térmico através da injeção de vapor, que têm como objetivo aumentar a temperatura do óleo, a fim de reduzir a sua viscosidade melhorando assim o escoamento. Esse trabalho tem como objetivo analisar a influência da injeção de vapor utilizando diferentes poços injetores (verticais e horizontais) e produtores (horizontais), no trabalho foram analisados dois casos sendo um com apenas poços horizontais e o outro com poços injetores verticais e produtores horizontais. Foi realizada uma simulação numérica no simulador STARS da Computer Modeling Group (CMG) na versão 2012.1. Entre todas as configurações analisadas do caso 1 a que se tornou mais eficiente foi a configuração com 4 PARES – DV = 4 m e DH – 87,93 m apresentação um fator de recuperação de 21%, nas configurações para o caso 2 a mais eficiente foi a com 9 injetores verticais e 2 produtores horizontais atingindo um fator de recuperação de aproximadamente 39%, os dois foram comparados entre si e quando se trata de recuperação a configuração do caso 2 foi melhor, mas para garantir a exatidão da melhor configuração é necessário uma análise técnico-econômica atestando a viabilidade da mesma.

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