Simulação da injeção alternada de CO2 e salmoura em reservatórios de petróleo: efeito da densidade das fases no fator de recuperação de óleo

• Ano de defesa: 2022
• Autor(a) principal: Setaro, Luisa Larroudé Olivieri
• Orientador(a): Melo, Silvio Alexandre Beisl Vieira de , Costa, Gloria Meyberg Nunes
• Banca de defesa: Nascimento, Fábio Pedro do , Vieira de Melo, Silvio Alexandre Beisl , Pessoa, Fernando Luiz Pellegrini , Sant'Ana, Hosiberto Batista de
• 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: Densidade das fases (petróleo); Solubilidade do CO2; Viscosidade das fases (petróleo); Injeção de CO2; Injeção de salmoura; Recuperação avançada de petróleo
• Área do conhecimento CNPq: CNPQ::ENGENHARIAS::ENGENHARIA QUIMICA::ENGENHARIA DE RESERVATORIOS DE PETROLEO
• Link de acesso: https://repositorio.ufba.br/handle/ri/35752

A densidade das fases oleosa, aquosa e gasosa em reservatórios de petróleo é uma propriedade chave para compreender os fenômenos e mecanismos que regem a recuperação do óleo, além de outras propriedades relacionadas, como solubilidade do CO2 e viscosidade das fases. Nesta dissertação, foi avaliado o comportamento da densidade, viscosidade e solubilidade de CO2 nas fases através da simulação da recuperação de óleo por injeção alternada, ou não, de CO2, água de alta salinidade (HSW) e baixa salinidade (LSW) (50.000 e 5.000 ppm de salinidade, respectivamente). Por meio do módulo GEM, do simulador composicional da Computer Modeling Group (CMG, Canadá), fez-se a avaliação dos efeitos destas três propriedades, com ênfase na densidade, sobre o fator de recuperação de óleo, ao longo do tempo e variando-se a posição na malha de simulação, considerando-se apenas os efeitos físicos, ou seja, os efeitos geoquímicos foram ignorados. A simulação foi realizada utilizando dados da literatura tanto do óleo como do reservatório (sem falhas geológicas) com a equação de estado cúbica de PengRobinson (PR) para cada uma das injeções analisadas. A temperatura do reservatório foi mantida constante em 71,11ºC e o período de simulação foi de 5 anos. Os resultados obtidos no módulo GEM para a densidade da fase aquosa foram comparados com os calculados por correlações empíricas. Observou-se que a injeção alternada de CO2 e água de alta salinidade (CO2HSWAG) e a injeção alternada de CO2 e água de baixa salinidade (CO2LSWAG) apresentam os fatores de recuperação próximos (diferença de 0,25% entre as duas injeções), e os mais elevados encontrados nesta dissertação: 53,07% e 52,84%, respectivamente. Isto é devido à desconsideração dos efeitos geoquímicos bem como a maior aproximação entre a densidade das fases (óleo, água e gás). A injeção de CO2WAG obteve um fator de recuperação de 52,82% e a de CO2 foi 52,18%. Já as injeções de HSW, LSW e H2O apresentaram um fator de recuperação muito próximo (diferença máxima entre eles de 0,05%), sendo, aproximadamente, 39,60%.