Banca de DEFESA: NATAN SANTOS CRUZ

Uma banca de DEFESA de MESTRADO foi cadastrada pelo programa.
DISCENTE : NATAN SANTOS CRUZ
DATA : 20/04/2023
HORA: 08:00
LOCAL: Sala de videoconferência RNP_UFBA_PEI
TÍTULO:

SIMULAÇÃO E OTIMIZAÇÃO DO FATOR DE RECUPERAÇÃO DE ÓLEO VIA INJEÇÃO DE FLUIDOS EM RESERVATÓRIOS DE PETRÓLEO: EFEITOS DA PRECIPITAÇÃO E DEPOSIÇÃO DE ASFALTENOS.

PALAVRAS-CHAVES:

Gás associado, CO2, CO2WAG, fator de recuperação, precipitação e deposição de asfaltenos

PÁGINAS: 169
RESUMO:

Os métodos de injeção de fluidos, desenvolvidos para recuperação avançada de petróleo, têm o propósito de reduzir a tensão interfacial a partir da mistura destes fluidos com o petróleo. Os fluidos injetados podem ser o gás associado, o CO2, a água, entre outros. A injeção de gases para recuperação avançada de petróleo pode causar a precipitação dos asfaltenos, que podem se depositar na superfície da rocha ocasionando mudanças nas propriedades do reservatório, como redução de permeabilidade e porosidade, e, como consequência, perdas na produção de óleo. Neste trabalho, foram estudados os mecanismos pelos quais os asfaltenos precipitam na fase óleo e posteriormente se depositam na superfície das rochas, associados ao impacto destes fenômenos nas propriedades físicas do petróleo, da rocha e no fator de recuperação de óleo. Foram avaliados, os métodos de recuperação avançada por injeção de gás associado, CO2 e CO2 alternado com água (CO2WAG). Para isto, foi utilizado o simulador comercial da CMG. Na modelagem da precipitação, considerou-se o modelo sólido-líquido e na modelagem da deposição foram utilizados modelos que consideram a adsorção em camada simples e o aprisionamento mecânico das partículas de asfaltenos. No caso da injeção de gás associado, os resultados mostraram que o fator de recuperação de petróleo aumenta quando a vazão ou a pressão de injeção aumentam, sendo que a mudança de pressão de injeção tem um maior impacto no fator de recuperação final. Não foi observado, para este caso, o efeito da deposição de asfaltenos no fator de recuperação de petróleo. Há um ponto a partir da qual um aumento adicional de vazão não aumenta significativamente o fator de recuperação. No caso da injeção de CO2 foi realizada uma otimização das condições de injeção, para maximizar o fator de recuperação. As variáveis de decisão utilizadas foram: a pressão de injeção, a vazão de injeção e a composição do gás de injetado. Com esta otimização obteve-se um aumento adicional de 28% no fator de recuperação, em relação a um caso base de simulação. Este aumento no fator de recuperação nas simulações corresponderia a um aumento de produção adicional de 6,7% caso a injeção de CO2 ocorresse no reservatório aqui estudado. Observou-se também que a condição ótima de injeção, para o reservatório considerado neste estudo, se mostrou viável economicamente, tendo um ganho de aproximadamente US$ 6,83 milhões/ ano. No processo de injeção de CO2WAG, os resultados revelaram que a precipitação dos asfaltenos no poço injetor foram minimizadas para ciclos de menor duração, reduzindo a sua deposição. Os melhores resultados foram alcançados para a produção em razões WAG 1:1. A deposição dos asfaltenos teve impacto negativo de cerca de 2 % no fator de recuperação de petróleo. Estes resultados contribuem para orientar ações de prevenção de danos causados pela precipitação e deposição dos asfaltenos, aumentando a eficiência da produção do campo.

MEMBROS DA BANCA:
Externo à Instituição - FERNANDO LUIZ PELLEGRINI PESSOA - Senai
Interno - 2042153 - MARCIO ANDRE FERNANDES MARTINS
Presidente - 1523793 - SILVIO ALEXANDRE BEISL VIEIRA DE MELO