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http://repositorio.ufc.br/handle/riufc/63585| Tipo: | TCC |
| Título : | Previsão de comportamento de reservatórios de petróleo sob injeção de água: estudo comparativo entre os métodos de declínios temporal, volumétrico e de simulação numérica |
| Autor : | Marques, Pablo Fernandes |
| Tutor: | Rodrigues, Luis Glauber |
| Palabras clave : | Petróleo;Reservatório;Previsão de comportamento;Declínio de produção;Declínio volumétrico;Declínio temporal;Simulação numérica;Oil;Reservoir;Production forecast;Production decline;Volumetric decline;Rate time decline;Numerical simulation |
| Fecha de publicación : | 2021 |
| Citación : | MARQUES, Pablo Fernandes. Previsão de comportamento de reservatórios de petróleo sob injeção de água: estudo comparativo entre os métodos de declínios temporal, volumétrico e de simulação numérica. 2021. 70 f. Trabalho de Conclusão de Curso (Graduação em Engenharia de Petróleo) - Universidade Federal do Ceará, Fortaleza, 2021. |
| Resumen en portugués brasileño: | A injeção de água é um dos métodos de recuperação secundária mais utilizados em campos de petróleo. A água, quando injetada na formação rochosa, promove a pressurização do reservatório e isso, combinado ao deslocamento do óleo por ela, implica em uma recuperação final de óleo maior. Contudo, para que as vazões de óleo produzido se mantenham constantes, é necessário melhorar a eficiência de varrido volumétrica e a eficiência de deslocamento dentro de um cenário de aumento da razão água-óleo. Assim, a previsão da produção dos fluidos faz- se necessária para a seleção e a implantação de projetos de desenvolvimento da produção. O propósito deste estudo é comparar os resultados obtidos com a aplicação de cada um dos dois métodos de declínio de produção (temporal e volumétrico) na previsão de comportamento de um campo real (Marlim) e de um reservatório sintético e investigar qual apresenta melhor estimativa em comparação com o respectivo caso base – dado real de produção para o campo real e simulação numérica para o reservatório sintético. Para a realização deste estudo foram utilizados métodos de extrapolação do corte e da vazão de óleo que permitem a predição das produções futuras e anteveem problemas relacionados à capacidade das instalações de tratamento de água produzida. Um modelo de simulação black oil construído usando pacote de softwares comerciais de simulação e modelagem de reservatório CMG® 2019 foi utilizado para estudo do reservatório sintético. Dessa forma, os dados de produção (vazões de óleo e água, recuperações de óleo e produções acumuladas) gerados pela simulação numérica do reservatório sintético foram tomados como sendo os dados “reais” a serem utilizados na comparação entre os métodos para o reservatório sintético. Para o campo de Marlim foram utilizados dados de produção obtidos por meio da Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). Dito isso, foi realizada a previsão do comportamento futuro da produção do campo de Marlim e do reservatório sintético por métodos de declínios temporal e volumétrico. Por fim, foi realizado um estudo comparativo a fim de avaliar o desempenho de cada método, tendo como base, para o reservatório sintético, a previsão gerada pelo software Imex-CMG® 2019, e, para o campo de Marlim, os dados reais de produção. Ao fim, são mostradas as fortalezas e as deficiências de cada método de comportamento proposto em análise comparativa. |
| Abstract: | Water injection is one of the most used secondary recovery methods in oil fields. When injected into the rock formation, the water promotes pressurization of the reservoir and this, combined with the displacement of the oil through it, implies a greater final oil recovery. However, for the produced oil flow rates to remain constant, it is necessary to improve the volumetric sweeping efficiency and displacement efficiency within a scenario of increasing the water-oil ratio. Thus, forecasting the production of fluids is necessary for the selection and implementation of production development projects. The purpose of this study is to compare the results obtained with the application of each of the two production decline methods (rate time and volumetric) in the prediction of the behavior of a real oilfield (Marlim) and a synthetic reservoir and to investigate which one presents the best estimate in comparison with the respective base case - real production data for the real oilfield and numerical simulation for the synthetic reservoir. To carry out this study, methods of extrapolating the oil cut and the oil rate were used, which allow the prediction of future productions and foresee problems related to the capacity of the water treatment facilities produced. A black oil model built using commercial CMG® 2019 reservoir simulation and modeling software package was used to study the synthetic reservoir. In this way, the production data (oil and water rates, oil recoveries, and accumulated production) generated by the numerical simulation of the synthetic reservoir were taken as being the “real” production data to be used in the comparison between the methods for the synthetic reservoir. For the Marlim field, production data obtained through the National Agency of Petroleum, Natural Gas, and Biofuels (ANP) were used. That said, the future behavior of production at the Marlim field and the synthetic reservoir was forecast using methods of rate time and volumetric declines. Finally, a comparative study was carried out to evaluate the performance of each method, based on the forecast generated by the Imex-CMG® 2019 software for the synthetic reservoir, and, for the Marlim field, the real data of production. In the end, the strengths and weaknesses of each decline method proposed in the comparative analysis are shown. |
| URI : | http://www.repositorio.ufc.br/handle/riufc/63585 |
| Aparece en las colecciones: | ENGENHARIA DE PETRÓLEO - Monografias |
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