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Previous issue date: 2016-09-02 / As novas tecnologias que utilizam a recupera??o avan?ada de petr?leo surgiram da
necessidade de se retirar o ?leo que ainda permanece no reservat?rio ap?s a recupera??o prim?ria.
O objetivo desses m?todos ? elevar o fator de recupera??o do ?leo. Dessa forma, alguns projetos
passam a se tornar vi?veis economicamente quando se utilizam esses m?todos. Os m?todos
t?rmicos, dentre eles a inje??o de vapor, promovem a recupera??o do ?leo atrav?s da inser??o de
energia t?rmica dentro do reservat?rio. O aumento da temperatura faz com que o ?leo tenha a sua
viscosidade reduzida, aumentando assim, seu deslocamento em dire??o aos po?os de produ??o. O
processo de drenagem gravitacional assistida por vapor (SAGD) ? um m?todo avan?ado de
recupera??o. Sua configura??o apresenta dois po?os horizontais paralelos, um acima do outro. O
vapor ? injetado de forma cont?nua ao longo do po?o injetor, em seguida forma-se uma c?mara de
vapor que cresce at? encontrar os limites do reservat?rio. Este ?leo tem, ent?o, sua viscosidade
reduzida e, pela a??o das for?as gravitacionais, ? drenado em dire??o ao po?o produtor. Neste
contexto, esta pesquisa teve como objetivo realizar um estudo de diferentes configura??es de
po?os injetores no processo SAGD, considerando os efeitos das perdas de carga e calor no po?o
injetor em reservat?rios do nordeste brasileiro. Um planejamento fatorial foi utilizado para
verificar a influ?ncia dos par?metros estudados no fator de recupera??o. Foi realizada tamb?m
uma an?lise t?cnico econ?mica das configura??es dos po?os injetores com a finalidade de analisar
a rentabilidade dos projetos estudados. Para a realiza??o das simula??es num?ricas foi utilizado o
simulador t?rmico STARS da CMG (Computer Modelling Group). Os resultados mostraram que
os po?os injetores inclinados apresentaram uma menor produ??o em rela??o ? configura??o com
po?os horizontais. A configura??o com po?os injetores deslocados em rela??o ao po?o produtor
(W-SAGD), para vaz?es de inje??o a partir de 100 ton/dia, levou a forma??o de uma c?mara de
vapor maior e mais eficiente. Foi observado tamb?m que a utiliza??o de po?os injetores verticais
(V-SAGD), para maiores vaz?es de inje??o de vapor, apresentou uma produ??o acumulada de
?leo menor, por?m, similar ao SAGD com po?o injetor horizontal. Na an?lise econ?mica, o
modelo SAGD apresentou os maiores VPLs. / New technologies that use the enhanced oil recovery emerged the need to remove the
oil that remains in the reservoir after primary recovery. The goal of these methods is to
increase the oil recovery factor. Thus, some projects start to become economically viable
when using these methods. The thermal methods, including steam injection, promote the
recovery of oil through the thermal energy within the insert reservoir. The increased
temperature causes the oil to have its viscosity reduced, thereby increasing its speed towards
the production wells. The steam assisted gravity drainage process (SAGD) is an advanced
method of recovery. Its configuration has two parallel horizontal wells, one above the other.
The steam is injected continuously during the injection well, and then forms a steam chamber
which grows to find the limits of the reservoir. This oil is then reduced its viscosity and, by
the action of gravitational forces, it is drained toward the producing well. In this context, this
study aimed to carry out a study of different configurations of injection wells in SAGD
process, considering the effects of load loss and heat in the injection well in the Brazilian
northeast reservoirs. A factorial design was used to investigate the influence of the parameters
studied in the recovery factor. It also performed an economic analysis of the technical settings
of injection wells in order to analyze the profitability of the projects studied. To perform the
numerical simulations we used the thermal simulator CMG STARS (Computer Modelling
Group). The results showed that the inclined injection wells had a lower production compared
to the configuration with horizontal wells. A setting producer injectors offset from the well
(W-SAGD) for injection flowrates from 100 ton/day, led to the formation of a vapor chamber
larger and more efficient. It was also observed that the use of vertical injection wells (VSAGD),
for larger flowrates, showed a lower cumulative production of oil, however, similar to SAGD injector well horizontally. In the economic analysis, the SAGD model showed the
highest NPVs.
| Identifer | oai:union.ndltd.org:IBICT/oai:repositorio.ufrn.br:123456789/21956 |
| Date | 02 September 2016 |
| Creators | Fernandes, Glydianne Mara Di?genes |
| Contributors | 00946709947, Medeiros, Ana Catarina da Rocha, 67215793400, Souza J?nior, Jos? Cleodon de, 32197462334, Rodrigues, Marcos Allyson Felipe, 04575614408, Dutra J?nior, Tarcilio Viana, 09599576420, Barillas, Jennys Lourdes Meneses |
| Publisher | PROGRAMA DE P?S-GRADUA??O EM CI?NCIA E ENGENHARIA DE PETR?LEO, UFRN, Brasil |
| Source Sets | IBICT Brazilian ETDs |
| Language | Portuguese |
| Detected Language | English |
| Type | info:eu-repo/semantics/publishedVersion, info:eu-repo/semantics/doctoralThesis |
| Source | reponame:Repositório Institucional da UFRN, instname:Universidade Federal do Rio Grande do Norte, instacron:UFRN |
| Rights | info:eu-repo/semantics/openAccess |
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