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Previous issue date: 2013-02-20 / Steam injection is a method usually applied to very viscous oils and consists of injecting heat
to reduce the viscosity and, therefore, increase the oil mobility, improving the oil production.
For designing a steam injection project it is necessary to have a reservoir simulation in order
to define the various parameters necessary for an efficient heat reservoir management, and
with this, improve the recovery factor of the reservoir.
The purpose of this work is to show the influence of the coupled wellbore/reservoir on the
thermal simulation of reservoirs under cyclic steam stimulation. In this study, the
methodology used in the solution of the problem involved the development of a wellbore
model for the integration of steam flow model in injection wellbores, VapMec, and a blackoil
reservoir model for the injection of cyclic steam in oil reservoirs. Thus, case studies were
developed for shallow and deep reservoirs, whereas the usual configurations of injector well
existing in the oil industry, i.e., conventional tubing without packer, conventional tubing with
packer and insulated tubing with packer. A comparative study of the injection and production
parameters was performed, always considering the same operational conditions, for the two
simulation models, non-coupled and a coupled model. It was observed that the results are very
similar for the specified well injection rate, whereas significant differences for the specified
well pressure. Finally, on the basis of computational experiments, it was concluded that the
influence of the coupled wellbore/reservoir in thermal simulations using cyclic steam
injection as an enhanced oil recovery method is greater for the specified well pressure, while
for the specified well injection rate, the steam flow model for the injector well and the
reservoir may be simulated in a non- coupled way / A inje??o de vapor ? um m?todo aplicado geralmente em ?leos muito viscosos e
consiste em injetar calor para reduzir a viscosidade e, portanto, aumentar a mobilidade do
?leo, resultando em incremento na produ??o dos po?os. Para o planejamento de um projeto de
inje??o de vapor ? necess?rio efetuar um estudo de reservat?rio com o objetivo de se definir
os v?rios par?metros necess?rios para um eficiente gerenciamento de calor no meio poroso e,
com isto, melhorar o fator de recupera??o do reservat?rio. Neste estudo, para o sistema de
inje??o, representado pelo po?o injetor, ? normalmente adotado um modelo padr?o em todos
os casos estudados, sendo desta forma, a integra??o entre o po?o injetor e o reservat?rio,
realizada de forma bastante simplificada. Este trabalho tem como objetivo mostrar a
influ?ncia do acoplamento do po?o injetor nas simula??es t?rmicas de reservat?rios
submetidos ? inje??o c?clica de vapor. Neste estudo, a metodologia utilizada na solu??o do
problema envolveu o desenvolvimento de um modelo de po?o para a integra??o do modelo de
escoamento de vapor em po?os de petr?leo, VapMec, e o modelo de reservat?rio tipo beta
para a inje??o c?clica de vapor em reservat?rios de petr?leo. Assim, desenvolveram-se estudos
de caso para reservat?rios rasos e profundos, considerando as principais configura??es de
po?o injetor existentes na ind?stria de petr?leo, ou seja, coluna convencional sem packer,
coluna convencional com packer e coluna isolada com packer. Foi realizado um estudo
comparativo dos par?metros de inje??o e produ??o obtidos na simula??o, considerando
sempre as mesmas condi??es de opera??o, para os dois modelos de simula??o, sendo um
modelo n?o acoplado e o outro modelo acoplado. Observou-se que os resultados entre os
modelos s?o bastante similares para a situa??o de vaz?o de inje??o igual ? vaz?o especificada,
tendo sido encontrado diferen?as significativas na situa??o em que a press?o de inje??o ?
igual ? press?o especificada. Finalmente, com base nos experimentos computacionais, foi
poss?vel concluir que a influ?ncia do acoplamento do po?o injetor nos estudos de
reservat?rios que utilizam a inje??o c?clica de vapor como m?todo especial de recupera??o ?
maior para a condi??o de press?o especificada, sendo que para a condi??o de vaz?o
especificada, o modelo de escoamento no po?o injetor e o modelo do reservat?rio podem ser
simulados de forma n?o integrada
| Identifer | oai:union.ndltd.org:IBICT/oai:repositorio.ufrn.br:123456789/13025 |
| Date | 20 February 2013 |
| Creators | Souza J?nior, Jos? Cleodon de |
| Contributors | CPF:09599576420, http://buscatextual.cnpq.br/buscatextual/visualizacv.do?id=K4706483T3, Mata, Wilson da, CPF:09453210404, http://buscatextual.cnpq.br/buscatextual/visualizacv.do?id=K4781404Z6, Galv?o, Edney Rafael Viana Pinheiro, CPF:04860249461, http://lattes.cnpq.br/3142315953748654, Rodrigues, Marcos Allyson Felipe, CPF:04575614408, http://lattes.cnpq.br/5453593230706116, Lins J?nior, Abel Gomes, CPF:14334968449, http://lattes.cnpq.br/1051102659037756, Miranda Filho, Daniel Nunes de, CPF:11276355300, Dutra J?nior, Tarcilio Viana |
| Publisher | Universidade Federal do Rio Grande do Norte, Programa de P?s-Gradua??o em Ci?ncia e Engenharia do Petr?leo, UFRN, BR, Pesquisa e Desenvolvimento em Ci?ncia e Engenharia de Petr?leo |
| Source Sets | IBICT Brazilian ETDs |
| Language | Portuguese |
| Detected Language | English |
| Type | info:eu-repo/semantics/publishedVersion, info:eu-repo/semantics/doctoralThesis |
| Format | application/pdf |
| Source | reponame:Repositório Institucional da UFRN, instname:Universidade Federal do Rio Grande do Norte, instacron:UFRN |
| Rights | info:eu-repo/semantics/embargoedAccess |
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