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Previous issue date: 2016-05-06 / Grande parte das reservas de hidrocarbonetos atualmente existentes s?o formadas por ?leos pesados e devido a sua alta viscosidade, os m?todos convencionais n?o s?o capazes de desloca-los at? o po?o produtor de maneira satisfat?ria, deixando um grande volume de ?leo retido no reservat?rio. Um dos m?todos utilizados para a recupera??o de ?leo pesado ? o m?todo t?rmico, que tem como caracter?stica principal reduzir a viscosidade do ?leo facilitando assim seu deslocamento at? o po?o produtor. Os m?todos t?rmicos podem utilizar-se da inje??o de energia em forma de calor no reservat?rio, onde faz com que a temperatura do ?leo aumente, diminuindo assim sua viscosidade e consequentemente melhorando a sua mobilidade. O Nordeste Brasileiro possui principalmente muitos reservat?rios de ?leo pesado, onde ? aplicado o m?todo de inje??o de vapor na forma cont?nua. A inje??o cont?nua de vapor atua tanto termicamente como mecanicamente no reservat?rio, al?m do calor latente transmitido ao reservat?rio aquecer o ?leo nele existente, proporcionando assim uma redu??o da sua viscosidade, ele o desloca at? o po?o produtor. O desempenho deste processo pode ser afetado significativamente por determinados par?metros operacionais e geom?tricos do reservat?rio. O objetivo principal deste trabalho foi estudar diferentes dist?ncias entre po?os no processo de inje??o de vapor, aplicando-o em um reservat?rio semissint?tico com caracter?sticas semelhantes aos encontrados no Nordeste Brasileiro, al?m disso foi realizada uma an?lise econ?mica dos modelos estudados atrav?s do VPL (Valor Presente L?quido). Para realizar o trabalho foi utilizado um programa de simula??o num?rica de reservat?rios da CMG (Computer Modeling Group), o software STARS (Steam, Thermal and Advanced Processes Reservoir Simulator). Verificou-se que, aumentando-se a vaz?o de vapor at? um determinado valor, h? um incremento na produ??o. Em rela??o ?s dist?ncias entre os po?os, quanto menor, mais r?pido o ?leo atinge o po?o produtor, al?m de atingir sua produ??o m?xima antecipadamente em rela??o ?s maiores. Por?m ? indispens?vel analisar a viabilidade econ?mica do projeto, pois de acordo com os resultados uma maior produ??o n?o necessariamente acarretar? em um melhor retorno financeiro. / Some of the existing hydrocarbon reserves currently are comprised of heavy oils and due to its high viscosity, conventional methods are not able to move it until the well producer satisfactorily, leaving large volume of trapped oil in reservoir. One method for heavy oil recovery is the thermal method, which has a main characteristic reduce the oil viscosity facilitating its displacement to the well producer. The thermal methods heat back on energy injection in the form of heat in the reservoir, where it causes the oil temperature increase, reducing so his viscosity and therefore improving their mobility. The Brazilian Northeast has many mainly heavy oil reservoirs, where are implemented continuous steam injection method. The continuous steam injection acts both thermally as mechanically in the reservoir, beside the latent heat transmitted to heat the oil in the reservoir, thus providing a reduction in viscosity, it pushes up the production well. The performance of this process can be significantly affected by certain operating and geometric parameters of the reservoir. The main objective of this work was to study different distances between wells in the steam injection process, applying it in a semi-synthetic reservoir with characteristics similar to those found in Brazilian Northeast and to complete was realized an economic analysis of the models studied using of the NPV (Net Present Value). To do the work was used a numerical simulation program reservoirs of CMG (Computer Modeling Group), the STARS (Steam, Thermal and Advanced Process Reservoir Simulator) software. It was found that increasing the steam flow to a certain value there is an increase in oil production. About the distances, how smaller, faster the oil reaches the production well. However it is essential to analyze the economic feasibility of the project, because of according to the results the largest production not necessarily will bring in a better return.
| Identifer | oai:union.ndltd.org:IBICT/oai:repositorio.ufrn.br:123456789/21333 |
| Date | 06 May 2016 |
| Creators | Moura, Allene de Lourdes Souto de |
| Contributors | 09453210404, http://lattes.cnpq.br/0288842238100161, Galv?o, Edney Rafael Viana Pinheiro, 04860249461, http://lattes.cnpq.br/3142315953748654, Souza J?nior, Jos? Cleodon de, 32197462334, Barillas, Jennys Lourdes Meneses, Mata, Wilson da |
| Publisher | Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 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/masterThesis |
| 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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