Orientador: Denis José Schiozer

Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências

Resumo: No contexto da engenharia de reservatórios de petróleo, é bem conhecida a importância do trabalho de seleção de estratégias de produção. No caso específico em que há restrição de tratamento de fluidos na superfície, a alocação de vazões de produção e injeção dos poços é mais um item a ser...

Resumo: No contexto da engenharia de reservatórios de petróleo, é bem conhecida a importância do trabalho de seleção de estratégias de produção. No caso específico em que há restrição de tratamento de fluidos na superfície, a alocação de vazões de produção e injeção dos poços é mais um item a ser otimizado. Quando o problema envolve diversas unidades segregadas de reservatórios, cada qual caracterizado por seu próprio modelo de fluxo, as simulações não devem ser consideradas isoladamente, pois elas estão efetivamente acopladas pelos limites das vazões totais de produção e/ou injeção. Neste cenário de múltiplos reservatórios, o presente trabalho propõe o estudo de alocação das vazões de produção utilizando abordagens tradicionais e também aplicando a Modelagem Integrada de Produção (MIP) simplificada considerando uma estratégia de produção fixa. A MIP simplificada consiste no uso de um aplicativo que gerencia o acoplamento explícito entre simulações de reservatórios e sistemas de produção, sendo este último elemento representado de forma simplificada. Neste trabalho, foi selecionado o limite de escoamento de gás como restrição operacional de superfície em dois casos de estudo e aplicados os procedimentos tradicionais de simulação segregada com rateio manual das vazões e união dos modelos para simulação de uma malha única, além da MIP simplificada. Em cada abordagem, foram aplicados três métodos de alocação de vazões disponíveis no simulador comercial adotado e implementados em rotina específica (RAV). Os resultados obtidos mostram que o uso de diferentes algoritmos de alocação de vazões pode levar a alterações na previsão de VPL superiores a 12% e indicam que a MIP simplificada é válida e pode ser considerada a melhor alternativa em cenários específicos, quando a otimização manual do rateio e a união das malhas não se apresentarem como soluções simples

Abstract: The selection of production strategies for petroleum field development is an important task. The specific case in which there are constrained surface facilities, the allocation of production and injection well rates is one more item to be optimized. When the problem involves several...

Abstract: The selection of production strategies for petroleum field development is an important task. The specific case in which there are constrained surface facilities, the allocation of production and injection well rates is one more item to be optimized. When the problem involves several segregated reservoir units, each of which characterized by its own geological model, the simulations should not be considered as isolated because they are effectively coupled by the limits of the total flow of production and injection. In this scenario of multiple reservoirs, this work proposes the study of production rates allocation using traditional approaches and also applying the simplified Integrated Production Modeling (IPM), considering a fixed position for the wells. The simplified IPM consists of using an application that manages an explicit coupling between reservoir simulators and production systems, the latter element represented in a simplified form. In this work, the total gas rate was selected as the surface constraint in two case studies. The traditional procedures of segregated simulation with manual optimization and amalgamating the simulation models into a single model are used, besides the simplified IPM. In each approach, three methods are applied for well rates allocation, available in the adopted commercial simulator and implemented in the specific routine (RAV). The obtained results show that the use of different flow allocation algorithms can lead to changes in estimated NPV above 12% and indicate that the simplified IPM is valid and it can be considered the best alternative in some specific scenarios