Detalhes bibliográficos
| Ano de defesa: |
2023 |
| Autor(a) principal: |
Cruz, Natan Santos
 |
| Orientador(a): |
Vieira de Melo, Silvio Alexandre Beisl
,
Costa, Gloria Meyberg Nunes
|
| Banca de defesa: |
Vieira de Melo, Silvio Alexandre Beisl,
Pessoa, Fernando Luis Pellegrini,
Martins, Marcio André Fernandes |
| Tipo de documento: |
Dissertação
|
| Tipo de acesso: |
Acesso aberto |
| Idioma: |
por |
| Instituição de defesa: |
Universidade Federal da Bahia
|
| Programa de Pós-Graduação: |
Programa de Pós-Graduação em Engenharia Industrial (PEI)
|
| Departamento: |
Escola Politécnica
|
| País: |
Brasil
|
| Palavras-chave em Português: |
|
| Área do conhecimento CNPq: |
|
| Link de acesso: |
https://repositorio.ufba.br/handle/ri/37158
|
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 computer modeling group (CMG®). Na modelagem da precipitação, considerou-se o modelo sólidolíquido 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. |
