Influence of integration between reservoir and production system considering polymer injection in a heavy oil reservoir

Resumo

Estudos de simulação numérica de injeção de polímeros são amplamente relatados na literatura, contudo, a avaliação da injeção de polímeros considerando a integração com o sistema de produção (SP), muitas vezes, é negligenciada ou simplificada, o que pode levar a previsões imprecisas de produção de petróleo. O objetivo deste trabalho foi avaliar o impacto da integração entre o reservatório e sistema de produção, considerando cenários de injeção de polímeros em um reservatório de óleo pesado. Foi utilizado um modelo de reservatório, denominado EPIC001, com características de um campo de óleo pesado marítimo, brasileiro, caracterizado por alta permeabilidade e porosidade. Um modelo de fluido Black-oil foi utilizado, considerando óleo pesado (13° API). A estratégia inicial para o campo consistiu em quatro poços produtores e três poços injetores. O sistema de produção abrangeu os poços, linhas de escoamento, e linhas de superfície, até o separador de fluidos. Para integrar o reservatório com o SP, foi utilizada a abordagem de integração desacoplada através de tabelas de desempenho de fluxo vertical. Modelos integrados (IM) foram baseados em modelos de SP simples selecionados inicialmente para o caso. Os resultados foram comparados com modelos sem integração (modelos não integrados – NIM), com condições de contorno baseadas no valor alvo da pressão no fundo do poço (BHP) designado para este projeto. Este estudo foi composto por seis etapas: (1) um SP foi modelado com base em dados encontrados na literatura e definidos para este projeto para ser usado no modelo integrado (IM1); (2) o modelo IM1 foi comparado com o NIM. (3) foi feito um ajuste do sistema de produção do IM1, obtendo o IM2; (4) foi feita uma avaliação do impacto da injeção de polímeros nos modelos IM1 e IM2; (5) foram obtidas as concentrações ótimas de polímero; (6) um modelo baseado em um valor de BHP Revisado foi obtido (NIMr) para alcançar resultados semelhantes aos do IM1. As simulações usando IM1 resultaram em menor produção em comparação com NIM. A redução foi de 22% para injeção de água e 41% para injeção de polímeros, com uma concentração de 2,49 kg/m³. A análise de sensibilidade da concentração de polímero revelou que 1,0 kg/m³ era a concentração mais favorável para o NIM, mas para o IM, a concentração ótima de polímero variou de 0,5 até 1,2 kg/m³, dependendo da configuração dos estágios da bomba e aspectos econômicos. Estas diferenças estão diretamente associadas à influência do sistema de produção nas condições de contorno do reservatório. Quando essas condições são modificadas, elas afetam a produção e escoamento no reservatório. Também foi observado que uma análise mais detalhada das bombas nos permitiu atingir e até mesmo superar a meta de produção estabelecida para o NIM. A abordagem de BHPs revisados levou a uma produção compatível com o caso integrado, com diferenças alcançando 2,5%. Portanto, os resultados apresentados neste trabalho mostram a importância de considerar a integração para uma previsão precisa da produção de petróleo em simulações de reservatórios, especialmente em cenários envolvendo injeção de polímeros em reservatórios de óleo pesado. Também foi apresentado um exemplo de como isso pode afetar as decisões, mostrando como a concentração ótima de polímero pode mudar dependendo do modelo e das características do sistema de produção. Portanto, considerar a integração é crucial para melhorar a qualidade de decisões e estratégias operacionais

Autor(a)

Lorena Cardoso Batista