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Title: Otimização da injeção cíclica de vapor em reservatório de óleo pesado com características do nordeste brasileiro
Authors: Andrade, Everton de Lima de
Keywords: injeção cíclica de vapor;simulação numérica;otimização da cota de injeção;análise econômica;EOR
Issue Date: 2017
Publisher: Universidade Federal do Rio Grande do Norte
Citation: ANDRADE, Everton de Lima de. Otimização da injeção cíclica de vapor em reservatório de óleo pesado com características do nordeste brasileiro. 2017. 77 f. TCC (Graduação) - Curso de Engenharia de Petróleo, Universidade Federal do Rio Grande do Norte, Natal, Brasil, 2017.
Portuguese Abstract: O aumento da recuperação de petróleo em campos terrestres é um dos principais desafios da indústria petrolífera atualmente. Uma porção significativa das reservas onshore existente no mundo é composta por óleo pesado e extrapesado. Uma das soluções mais versáteis para recuperação de óleo pesado é a injeção cíclica de vapor, pois proporciona produção de volumes consideráveis de óleo e retorno do valor investido de maneira rápida. Este trabalho tem como objetivo avaliar os aspectos técnicos e econômicos, através de simulação numérica, da variação da otimização da cota de injeção na injeção cíclica de vapor, em um reservatório de óleo pesado, com características do nordeste brasileiro. As simulações foram realizadas utilizando o Software STARS, versão 2013, da Computer Modelling Group Ltd (CMG), em um modelo de reservatório cilíndrico contendo um único poço injetor/produtor. O óleo contido no reservatório é classificado como pesado, com 16,76°API. As propriedades da rocha reservatório são: espessura de 25m, raio do reservatório de 80m, profundidade do topo igual à 200m, porosidade de 30%, permeabilidade horizontal de 1000md e permeabilidade vertical de 100md. As cotas de injeção de vapor variaram de 500 a 5000 m³STD/ciclo, com incrementos de 500 m³STD/dia, totalizando 10 cotas diferentes. Após as simulações, foram analisados dados técnicos como fator de recuperação, vazão de óleo e produção acumulada de água. Análises econômicas, para 9 cenários econômicos diferentes, foram realizadas por meio do método do valor presente líquido para identificar o caso mais rentável, em detrimento da produção em cada cenário. Os resultados mostram que com o aumento da cota de injeção, maiores são os volumes de óleo e água produzida e, consequentemente, maior o fator de recuperação. Os casos otimizados apresentaram resultados similares aos casos sem otimização. A análise econômica mostrou que em 4 dos 9 cenários, os casos otimizados apresentaram maior VPL. A otimização mostrou-se mais vantajosa para cenários econômicos desfavoráveis, com baixo valor do barril de petróleo. Em relação ao payback, os resultados foram iguais para os casos com e sem otimização.
Abstract: The increase oil recovery in land-based fields is current one of the main challenges of the oil industry. A significant portion of the world's existing onshore reserves is composed of heavy and extra-heavy oil. One of the most versatile solutions for heavy oil recovery is the cyclic steam stimulation, because it provides production of considerable volumes of oil and return of the value invested quickly. The purpose of this work is to analyze the technical and economical, through the numerical simulation, variation of the optimization of the steam rate in the cyclic steam stimulation, in a reservoir of heavy oil with Brazilian northeast characteristics. The simulations were performed using STARS Software, Computer Modeling Group Ltd (CMG), version 2013, in a cylindrical reservoir model containing a single injector/producer well. The oil contained in the reservoir is classified as heavy, with 16.76 ºAPI. The reservoir rock properties are 25m of thickness, 80m of reservoir radius, 200m of top depth, 30% of porosity, horizontal permeability of 1000md and 100md of vertical permeability. The steam injection rates varied from 500 to 5000 m³STD/cycle, with increments of 500 m³STD/day, totaling 10 different rates. After the simulations, technical data, such as recovery factor, oil rate and volume of cumulative produced water, were analyzed. Economic analyzes for 9 different economic scenarios were carried out using the net present value method to identify the most profitable case, in detriment of production in each scenario. The results show that, with the increase of the injection rate, the higher the volumes of oil and the cumulative water production, consequently, the higher the recovery factor. Optimized cases presented similar results to cases without optimization. The economic analysis showed that in 4 of the 9 scenarios, the optimized cases presented higher NPV. Optimization proved to be more advantageous for unfavorable economic scenarios, with a low oil price. Regarding payback, the results were the same for the cases with and without optimization.
URI: http://monografias.ufrn.br/jspui/handle/123456789/5157
Other Identifiers: 2016009047
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