ANÁLISE PARAMÉTRICA DA INJEÇÃO DE POLÍMEROS EM UM CAMPO DE PETRÓLEO DA BACIA POTIGUAR
A injeção de polímeros como método de recuperação avançada pode se constituir em uma alternativa viável para a melhoria da produção de óleo. Com base neste enfoque, foi desenvolvido um modelo numérico de reservatório utilizando este método para estudar melhorias no Fator de Recuperação de um campo de óleo com características da Bacia Potiguar do Nordeste Brasileiro. O modelo possui dimensões de 284 m x 284 m x 6 m com malha de injeção do tipo five spot invertida. O simulador utilizado foi o tNavigator da empresa RFD (Rock Flow Dynamics). A metodologia consistiu em se injetar água com vazão de 0,1 volume poroso por ano (VP/ano) a partir do 1° ou 5° ano, com concentrações de 500, 1000 e 2000 ppm. Para tanto, foram adotadas as seguintes estratégias: injetar polímero com água do início ao fim do projeto, injetar polímero a partir de um corte de água de 80% para os todos os casos onde se injetou água. O melhor resultado foi obtido para concentração de 1000 ppm utilizando o esquema de injeção de água do início ao fim com injeção de solução polimérica após o corte de água de 80%. Neste caso, houve um acréscimo de 1,87% no Fator de Recuperação além de uma redução na produção de água de 10,64%. A injeção de polímero desde o início reduziu a produção de água em um máximo de 22,06% para a concentração de 2000 ppm, quando comparado ao caso em que apenas água foi injetada em vinte anos.
ANÁLISE PARAMÉTRICA DA INJEÇÃO DE POLÍMEROS EM UM CAMPO DE PETRÓLEO DA BACIA POTIGUAR
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DOI: 10.22533/at.ed.0882024085
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Palavras-chave: Fator de Recuperação, Simulação Numérica, Injeção de Polímeros.
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Keywords: Recovery Factor, Numerical Simulation, Polymer Injection.
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Abstract:
Polymer injection as an enhanced oil recovery method can be a viable alternative to improve oil production. Therefore, a numerical reservoir model was developed using this method to study improvements in the Recovery Factor of an oil field with characteristics of the Potiguar Basin of northeastern Brazil. The model has dimensions of 284 m x 284 m x 6 m with an inverted five spot injection pattern. The simulator used was the RFD (Rock Flow Dynamics) tNavigator. The methodology consisted of injecting water with a flow rate of 0.1 porous volume per year (PV / year) from the 1st or 5th year, with concentrations of 500, 1000 and 2000 ppm. For this, the following strategies were adopted: injecting polyacrylamide polymer with water from the 1st year to the 20th, from the 5th year to the 20th and, finally, injecting polymer from a water cut of 80% for all cases where water was injected. The best result was obtained for a concentration of 1000 ppm using the water injection scheme from beginning to end with injection of polymeric solution after cutting 80% water. In this case, there was an increase of 1.87% in the Recovery Factor in addition to a reduction in water production of 10.64%. The injection of polymer from the beginning reduced water production by a maximum of 22.06% to a concentration of 2000 ppm, when compared to the case where only water was injected in twenty years.
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Número de páginas: 11
- Beatriz Ferraz Martins
- Andrea Francisca Fernandes Barbosa
- Jardel Dantas da Cunha
- Ricardo Henrique Rocha de Carvalho
- Antonio Robson Gurgel
