Caracterização de fluido e simulação composicional de injeção alternada de água e CO2 para reservatórios carbonáticos molháveis à água

Orientadores: Denis José Schiozer, Osvair Vidal Trevisan Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica Resumo: Há um aumento significativo na produção de petróleo do Brasil devido às descobertas recentes de reservatórios de petróleo localizados na camada pré-sal, os quais contêm óleos leves com alto teor de frações voláteis e de CO2 (em alguns casos, a concentração molar de CO2 supera os 40%). Esses reservatórios encontram-se sob elevadas pressões, condição essa que proporciona grande desvio do comportamento ideal das misturas, sendo, portanto para EOR miscível nessas condições, necessário o uso de modelos composicionais de simulação de reservatórios. Os parâmetros críticos para o aumento da recuperação por injeção WAG a que esses reservatórios estão sendo submetidos são parâmetros operacionais de poço (pressão de fundo de poço dos injetores e produtores, limites de injeção de gás e água e o limite de vazão de produção de óleo) e parâmetros da operação da injeção WAG (sequência de injeção alternada, o tamanho ótimo dos bancos de injeção, presença de bancos de perseguição (HWAG), taxa de reposição do volume poroso (VREP), razão WAG e duração do ciclo WAG). Como uma consequência de todas as complexidades dos fenômenos envolvidos, mudanças sutis no esquema de injeção tornam a recuperação sensível a todos os parâmetros acima citados. Neste trabalho, procurou-se compilar um conjunto consistente e completo de dados PVT (pressão, volume e temperatura) e dados petrofísicos de fluidos para a aplicação confiável da simulação composicional em reservatórios de petróleo carbonáticos heterogêneos sob alta pressão. Foram elaborados dois modelos sintéticos de simulação de reservatórios, os quais incluíram aperfeiçoamentos da modelagem do comportamento de fases e do comportamento de fluidos, tendo em vista a reprodução da física dos métodos de recuperação melhorada de óleo baseados na injeção alternada de CO2 e água (WAG). Exemplos destes aperfeiçoamentos são o inchamento e a histerese da permeabilidade relativa trifásica. Para estes dois modelos de simulação de reservatórios (um deles com geologia e petrofísica semelhante a dados de um campo real), foram obtidos da literatura dados de permeabilidade relativa trifásica com histerese de carbonatos e aprisionamento da fase gás; e dados de pressão capilar. Foram obtidos da literatura e também modelados dados PVT da caracterização de um óleo leve do pré-sal rico em CO2 (8% da fração molar) e sob alta pressão (acima de 400 bar); dados de transferência de massa por difusão e solubilização aquosa de voláteis em alta pressão. Os resultados obtidos foram analisados e comparados com diferentes configurações de injeção para o estudo da sensibilidade dos parâmetros listados. A histerese da permeabilidade relativa trifásica foi o fenômeno mais influente e a modelagem de três fenômenos simultâneos a priori e correta otimização, sugere a possibilidade de um aumento no fator de recuperação, enquanto ignorar estes fenômenos possui potencial para grande perda no Fator de Recuperação. A otimização dos parâmetros de operação da injeção WAG considerando as restrições de parâmetros de poço, associada a todos os fenômenos, possuiu um efeito significativo na recuperação de óleo e na vazão de produção. Os resultados deste trabalho são voltados para o desenvolvimento de estratégias de produção do pós-sal e pré-sal brasileiros Abstract: here is a significant increase in oil production of Brazil due to recent discoveries of petroleum reservoirs located in the pre-salt cluster, which contain light oils with a high content of volatile fractions and CO2 (in some cases, the molar concentration of CO2 exceeds 40%). These reservoirs are under high pressure, a condition which provides great deviation from the ideal behavior of mixtures, therefore for miscible EOR in these conditions, it is required the use of compositional models of reservoir simulation. Critical parameters for increasing the recovery of WAG injection to which these reservoirs are being subjected are well operating parameters (downhole pressure of the injectors and producers, gas and water injection limits and the oil production rate limit) and parameters associated with the operation of WAG injection (alternate injection sequence, the optimal size of injection slugs, presence of chase slugs (HWAG), voidage replacement rate of pore volume (VREP), WAG ratio and cycle duration). As a result of all the complexities of the phenomena involved, subtle changes in the injection scheme make recovery sensitive to all the above mentioned parameters. In this work, it was gathered a consistent and complete set of PVT data (pressure, volume and temperature) and petrophysical fluid data for reliable application of compositional simulation in heterogeneous carbonate oil reservoirs under high pressure. It were generated two synthetic reservoir simulation models, which included improvements of the phase behavior modeling and fluid behavior, aiming at the reproduction of the physics of enhanced oil recovery methods based on the alternate injection of CO2 and water (WAG ), such as swelling tests and three-phase relative permeability hysteresis. For these two reservoir simulation models (one with geological and petrophysical data similar to a real field), were obtained from literature data of three-phase relative permeability hysteresis of carbonates, consequent trapping of the gas phase and capillary pressure data. Were obtained from the literature as well modeled PVT data characterizing a pre-salt light oil rich in CO2 (8% of molar fraction) and at high pressure (over 400 bar); data of mass transfer by non-Fickian diffusion and high pressure aqueous solubility volatile components data. The results were analyzed and compared with different injection configurations to study the sensitivity of the parameters listed above. Three-phase relative permeability hysteresis was the most influential phenomenon and modeling of three simultaneous phenomena a priori and coupled correct optimization, suggests the possibility of an increase in the recovery factor, while ignoring these phenomena has potential for great loss in the Recovery Factor. The optimization of WAG injection operating parameters simultaneously with the constraints of well parameters and a priori knowledge of all phenomena physics, led to a significant effect on oil recovery and production rates. The results of this work are focused on the development of production strategies in the Brazilian post-salt carbonates and pre-salt Doutorado Reservatórios e Gestão Doutor em Ciências e Engenharia de Petróleo