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 Ver menos

Abstract: Numerical simulation studies of polymer injection are widely reported in the literature, but the evaluation of polymer injection considering integration with the production system (PS) is often neglected or simplified, which can lead to inaccurate oil production forecasts. The aim of this work was to evaluate the impact of integration between the reservoir and the production system, considering polymer injection scenarios in a heavy oil reservoir. A reservoir model was used, called EPIC001, with the characteristics of a Brazilian maritime heavy oil field, characterized by high permeability and porosity. A Black-oil fluid model was used, considering heavy oil (13° API). The initial strategy for the field consisted of four producers and three injector wells. The production system included the wells, flowlines and surface lines, up to the fluid separator. To integrate the reservoir with the PS, a decoupled integration approach was applied using vertical flow performance tables. Integrated models (IM) were based on simple PS models initially selected for the case. The results were compared with non-integrated models (NIM), with boundary conditions based on the target bottomhole pressure (BHP) value assigned to this project. This study consisted of six stages: (1) an SP was modeled based on data found in the literature and defined for this project to be used in the integrated model (IM1); (2) the IM1 model was compared with the NIM. (3) an adjustment was made to the IM1 production system, obtaining IM2; (4) an assessment was made on the impact of polymer injection on the IM1 and IM2 models; (5) the optimum polymer concentrations were obtained; (6) a model based on a Revised BHP value was obtained (NIMr) to achieve results similar to those of IM1. The simulations using IM1 resulted in lower production compared to NIM. The reduction was 22% for water injection and 41% for polymer injection, with a concentration of 2.49 kg/m³. The sensitivity analysis of the polymer concentration revealed that 1.0 kg/m³ was the most favorable concentration for the NIM, but for the integrated models, the optimum polymer concentration varied from 0.5 to 1.2 kg/m³, depending on the configuration of the pump stages and economic aspects. These differences are directly associated with the influence of the production system on the reservoir's boundary conditions. When these conditions are modified, they affect the production and flow in the reservoir. It was also observed that a more detailed analysis of the pumps allowed us to reach and even exceed the production target set for the NIM. The revised BHPs approach led to a production rate compatible with the integrated case, with differences reaching 2.5%. Therefore, the results presented in this work underscore the importance of considering integration for accurate oil production prediction in reservoir simulations, especially in scenarios involving polymer injection in heavy oil reservoirs. An example of how this can affect decisions was also presented, showing how the optimum polymer concentration can change depending on the model and production system characteristics. Therefore, considering integration is crucial to improve the quality of operational decisions and strategies Ver menos