00 CAMPUS ARISTÓTELES CALAZANS SIMÕES (CAMPUS A. C. SIMÕES) CTEC - CENTRO DE TECNOLOGIA TRABALHOS DE CONCLUSÃO DE CURSO (TCC) - GRADUAÇÃO - CTEC Trabalhos de Conclusão de Curso (TCC) - Bacharelado - ENGENHARIA DE PETRÓLEO - CTEC
Use este identificador para citar ou linkar para este item: http://www.repositorio.ufal.br/jspui/handle/123456789/9833
Tipo: Trabalho de Conclusão de Curso
Título: Avaliação da influência da configuração de poços na injeção de vapor em campos de petróleo
Autor(es): Lima, Thayse Camila Souza de.
Primeiro Orientador: Fernandes, Glydianne Mara Diógenes
metadata.dc.contributor.referee1: Oliveira, Leonardo Mendonça Tenório de Magalhães Oliveira
metadata.dc.contributor.referee2: Batista, Zenilda Vieira
Resumo: O setor petrolífero está enfrentando desafios na busca de novas tecnologias para aprimorar a exploração de campos maduros onshore, uma vez que o óleo presente nos reservatórios de campos terrestres muitas vezes apresenta características que dificultam a recuperação do óleo, ou o reservatório já alcançou o pico produtivo, sendo necessário a utilização de novas tecnologias para a extração do óleo. Com o objetivo de elevar o fator de recuperação nesses reservatórios, foram desenvolvidos os métodos de recuperação avançados, que atuam retirando o óleo que ainda permanece no reservatório após a recuperação primária. Nos métodos de recuperação avançados ocorre uma interação fisíco-química entre os fluidos injetados e deslocados, que pode ser de natureza térmica, química, miscível, biológica, dentre outras. O presente trabalho tem como objetivo analisar a influência da configuração dos poços no método térmico de injeção de vapor em relação à produção acumulada de óleo e fator de recuperação, bem como prever o comportamento futuro do reservatório através da simulação numérica. Para alcançar o objetivo proposto, foi realizada modelagem, utilizando o simulador STARS (Steam Thermal and Advanced Process Reservoir Simulator) da CMG (Computer Modelling Group). Neste contexto, foi realizado um estudo de diferentes configurações de poços referente ao posicionamento, comprimento e distância entre os poços injetores para os métodos SAGD (Steam Assisted Gravity Drainage), WASP (Water Alternating Steam Production), e considerando também a recuperação primária. Analisou-se a distribuição da temperatura na injeção de vapor, assim como o fator de recuperação e a produção acumulada de óleo, assim como a análise econômica, utilizando o método VPL (Valor Presente Líquido), para assim estimar a previsão de comportamento do campo e prever o comportamento futuro do reservatório através da simulação numérica. A configuração SAGD padrão, com poço injetor horizontal, apresentou resultados mais atraentes para recuperação do óleo, além do óleo manter-se quente durante a produção, resultando um aumento na produção. A distribuição de temperatura uniforme no reservatório para o SAGD aumenta o fator de recuperação final do óleo com o passar dos anos, mostrando ser um método eficiente. Apesar do poço injetor horizontal apresentar altos custos de operação, sua posição oferece uma cobertura de vapor mais sistemática para o reservatório. Com isso, a configuração SAGD, dentre as configurações simuladas, segundo as curvas do VPL, mostrou-se também a opção mais rentável. No entanto, a utilização de poços injetores verticais torna-se viável economicamente principalmente nos casos em que possam ser reutilizados poços verticais já perfurados em campos de petróleo, reduzindo os custos com perfuração e completação. Para algumas vazões de injeção de vapor, comparando a injeção contínua de vapor com a injeção alternada de vapor e água notou-se que o custo da geração de vapor será definitivo na escolha de um método térmico de recuperação, com isso, o método WASP deve ser considerado.
Abstract: The oil sector is facing challenges in the search for new technologies to improve the exploration of mature onshore fields, since the oil present in the onshore field reservoirs often has characteristics that make it difficult to recover the oil, or the reservoir has already reached its peak production , requiring the use of new technologies for oil extraction. In order to increase the recovery factor in these reservoirs, advanced recovery methods were developed, which work by removing the oil that still remains in the reservoir after primary recovery. In advanced recovery methods there is a physicochemical interaction between the injected and displaced fluids, which can be thermal, chemical, miscible, biological, among others. The present work aims to analyze the influence of the well configuration on the thermal steam injection method in relation to the accumulated oil production and recovery factor, as well as to predict the future behavior of the reservoir through numerical simulation. To achieve the proposed objective, modeling was performed, using the STARS (Steam Thermal and Advanced Process Reservoir Simulator) simulator from CMG (Computer Modeling Group). In this context, a study of different well configurations was carried out regarding the positioning, length and distance between the injection wells for the SAGD (Steam Assisted Gravity Drainage), WASP (Water Alternating Steam Production) methods, and also considering the primary recovery. The temperature distribution in the steam injection was analyzed, as well as the recovery factor and the accumulated oil production, as well as the economic analysis, using the NPV (Net Present Value) method, in order to estimate the field behavior forecast. and predict the future behavior of the reservoir through numerical simulation. The standard SAGD configuration, with horizontal injector well, showed more attractive results for oil recovery, in addition to the oil remaining hot during production, resulting in an increase in production. The uniform temperature distribution in the reservoir for the SAGD increases the final oil recovery factor over the years, proving to be an efficient method. Although the horizontal injection well has high operating costs, its position offers a more systematic vapor coverage for the reservoir. With that, the SAGD configuration, among the simulated configurations, according to the NPV curves, also proved to be the most profitable option. However, the use of vertical injector wells becomes economically viable, especially in cases where vertical wells already drilled in oil fields can be reused, reducing drilling and completion costs. For some steam injection flow rates, comparing the continuous steam injection with the alternating steam and water injection, it was noted that the cost of steam generation will be definitive in the choice of a thermal recovery method, therefore, the WASP method must be considered.
Palavras-chave: Petróleo – Extração
Engenharia do petróleo
Recuperação avançada de petróleo
Métodos térmicos
Injeção de vapor
advanced recovery methods
thermal methods
reservoir simulation
CNPq: CNPQ::ENGENHARIAS::ENGENHARIA DE PRODUCAO
Idioma: por
País: Brasil
Editor: Universidade Federal de Alagoas
Sigla da Instituição: UFAL
metadata.dc.publisher.department: Curso de Engenharia de Petróleo
Citação: LIMA, Thayse Camila Souza de. Avaliação da influência da configuração de poços na injeção de vapor em campos de petróleo. 2022. 90 f. Trabalho de Conclusão de Curso (Bacharelado em Engenharia do Petróleo) - Centro de Tecnologia, Curso de Engenharia de Petróleo, Universidade Federal de Alagoas, Maceió, 2021.
Tipo de Acesso: Acesso Aberto
URI: http://www.repositorio.ufal.br/jspui/handle/123456789/9833
Data do documento: 15-dez-2020
Aparece nas coleções:Trabalhos de Conclusão de Curso (TCC) - Bacharelado - ENGENHARIA DE PETRÓLEO - CTEC

Arquivos associados a este item:
Arquivo Descrição TamanhoFormato 
Avaliação da influência da configuração de poços na injeção de vapor em campos de petróleo.pdf1.84 MBAdobe PDFVisualizar/Abrir


Os itens no repositório estão protegidos por copyright, com todos os direitos reservados, salvo quando é indicado o contrário.