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UNIVERSIDADE FEDERAL DE ALAGOAS – UFAL CENTRO DE TECNOLOGIA - CTEC CURSO DE ENGENHARIA DE PETRÓLEO EPET 059 – LEGISLAÇÃO DO PETRÓLEO RESUMO DA MONOGRAFIA ANÁLISE NUMÉRICA DA FORMAÇÃO DE CONES DE ÁGUA EM RESERVATÓRIOS DE PETRÓLEO Maceió – AL Maio, 2017 PEDRO HENRIQUE MATIAS SILVA RESUMO DA MONOGRAFIA Relatório solicitado pelo Professor Me. Moézio de Vasconcellos Costa Santos responsável pela disciplina como requisito avaliativo. Maceió – AL Maio, 2017 RESUMO DA MONOGRAFIA O petróleo é a principal fonte na matriz energética mundial e a crescente necessidade por este impulsiona a produção exigindo técnicas e métodos mais eficientes de explorar as reservas de hidrocarbonetos. Devido à complexidade da exploração e altíssimos investimentos, o fator economicidade torna-se crítico em cada etapa da exploração e explotação, evitando prejuízos e desperdício ao longo dessa cadeia produtiva. Uma dessas fontes de custo é a água produzida, maior subproduto de produção e com produção estimada em 3 vezes o volume mundial de óleo produzido, chegando a uma razão de 7 barris de água para 1 barril de óleo no caso dos Estados Unidos, de comprovada existência em diversos campos maduros. A formação de cones de água em reservatórios de petróleo é uma das formas pela qual a água é indesejavelmente produzida, encarecendo os custos de produção do óleo. Neste tipo de situação, a produção de água ocorre devido a maior mobilidade ao escoamento que esta possui, quando comparada ao óleo, o que leva ao deslocamento vertical do fluido presente no aquífero até a região canhoneada de óleo, onde é produzida. O nome do fenômeno decorre do efeito visual da subida de água, que lembra um cone. Apesar da grande quantidade de pesquisa e estudos feitos, não existe uma solução definitiva para o problema. Produzir a baixas vazões e canhonear o poço somente nas regiões afastadas da zona de água são as propostas clássicas de se contornar o fenômeno. Proposições mais recentes sugerem a utilização de múltiplas zonas de canhoneio em um mesmo poço, como forma de separar a produção dos fluidos in-situ. A monografia trabalhada teve por objetivo estudar e investigar este incômodo fenômeno, utilizando para tal a simulação numérica de reservatórios. Fez-se uma revisão bibliográfica sobre o tema, discutindo algumas das soluções propostas na literatura apontando estudos analíticos, experimentais e numéricos, suas vantagens e desvantagens, e as diversas abordagens aplicadas. Algumas das soluções apontadas pelos autores – canhoneio limitado, vazão crítica de produção, injeção de gás, injeção de cimento e formação de barreira, injeção de óleo, uso de poços horizontais, canhoneio múltiplo do poço. Partindo-se do embasamento teórico fornecido pela revisão bibliográfica, foram feitas as descrições na geometria do sistema, que levantaram os casos a serem estudados – modelo físico na forma cilíndrica, bifásico com uma região de óleo e um aquífero de fundo, e com um único poço produtor em seu centro foi designado para se analisar o fenômeno. Foram explicitadas, ainda, as características dos fluidos e rochas presentes no sistema. Prosseguiu-se, então, com o modelo matemático. O equacionamento foi realizado a partir dos dados do modelo físico, culminando com a Equação da Difusividade Hidráulica, lei que rege o escoamento de fluidos em meios porosos, dada algumas hipóteses simplificadoras, mas que não alteram a natureza física do problema. Por fim, realizou-se o tratamento numérico, que visava solucionar o complexo modelo matemático obtido. Aplicou-se o Método dos Volumes Finitos como forma de se obter a solução numérica da Equação da Difusividade Hidráulica, contando ainda com o procedimento IMPES para simplificação dos cálculos. Desta análise, obtiveram-se as equações para o cálculo da pressão e saturação, a serem aplicadas no simulador numérico, visando estudar o comportamento do reservatório, quando sujeito a alguns padrões de produção Destes três modelos, as equações e matrizes resultantes foram implementadas no software Wolfram Mathematica 8, onde o simulador foi construído. Usando o mesmo, procedeu-se com uma análise de sensibilidade, onde se observou que as permeabilidades horizontal e vertical, densidade/viscosidade do óleo, espessura da zona produtora e o esquema de vazão/canhoneio adotado foram os parâmetros mais influentes no fenômeno. Ainda, o custo de produção da água foi estimado, realizando uma análise econômica e comparando esquemas de produção, concluindo-se que maiores vazões de óleo, mesmo com a produção maior de água, são mais vantajosas economicamente e que esquemas de completação dupla podem melhorar o lucro, principalmente a baixas vazões de produção. Referência: SANTANA, RONNYMAXWELL SILVA GOMES DE. Análise Numérica da Formação de Cones de Água em Reservatórios de Petróleo. Projeto de Graduação – UFRJ/ Escola Politécnica/ Curso de Engenharia do Petróleo, 2014.
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