Orientador: Osvair Vidal Trevisan

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

Resumo: A injeção de vapor produzido na superfície é o método de recuperação avançada de petróleo mais utilizado para produção de óleo pesado no mundo. No entanto, há grandes limitações no uso no método devido a perdas de calor quando os reservatórios são profundos e no caso de campos offshore. Os...

Resumo: A injeção de vapor produzido na superfície é o método de recuperação avançada de petróleo mais utilizado para produção de óleo pesado no mundo. No entanto, há grandes limitações no uso no método devido a perdas de calor quando os reservatórios são profundos e no caso de campos offshore. Os geradores de fundo de poço ("Downhole steam generators, DHSG") são uma nova tecnologia que abre caminho para a recuperação de óleo pesado de reservatórios profundos, campos offshore e locais extremamente frios. Os DHSGs eliminam a necessidade dos sistemas de distribuição e geração de vapor na superfície como as linhas de escoamento de vapor. A saída de um DHSG entrega uma mistura de vapor e gases efluentes de combustão. No presente trabalho, um estudo experimental na célula linear de injeção foi desenvolvido para compreender melhor como a injeção combinada de vapor e gases efluentes de combustão contribui no processo de recuperação e para a possível redução na quantidade de vapor injetado. O estudo experimental foi realizado num aparato construído e desenvolvido na Unicamp para a injeção contínua de vapor puro ou vapor combinado com outro fluido. Todo o estudo foi realizado em escala de laboratório utilizando óleo proveniente da bacia Potiguar e do Espírito Santo. Nos experimentos, vapor foi injetado em vazões de 5 ml/min quando puro e de 4,5 ml/min quando em co-injeção com gases efluentes de combustão. As vazões de gás variaram entre 150 e 800 ml/min. Os resultados encontrados mostram que: 1) Há uma aceleração na produção de óleo quando na presença do gás co-injetado com vapor, se comparado com a injeção de vapor puro; 2) O gás ajuda a manter a pressão atrás da frente de vapor mais estável; 3) A melhoria da razão vapor/óleo mostra que a co-injeção do gás efluente de combustão é benéfica para substituir certa quantidade de vapor; 4) Os fatores de recuperação quando se utiliza o gás são maiores do que quando se utiliza apenas vapor puro, havendo uma tendência de aumento do fator de recuperação com o aumento do volume de gás injetado e 5) Ocorre uma variação na qualidade do óleo produzido ao longo do histórico de recuperação com a co-injeção

Abstract: The surface steam injection is the most common enhanced oil recovery (EOR) process used in heavy oil production. Nevertheless, there are limitations due to the heat loss for deep reservoirs and for offshore fields. Downhole steam generators (DHSG) are a new technology that opens new...

Abstract: The surface steam injection is the most common enhanced oil recovery (EOR) process used in heavy oil production. Nevertheless, there are limitations due to the heat loss for deep reservoirs and for offshore fields. Downhole steam generators (DHSG) are a new technology that opens new pathways for recovery of heavy oil from deep reservoirs, offshore fields and extreme cold regions. DHSGs eliminate the need for surface steam distribution systems, for flowlines and wellbore steam strings. The outflow of DHSG generators are a mixture of steam and flue gas. In the present work, an experimental study was developed in a linear steam injection cell to better understand how the injection of steam combined with flue gas contributes to the recovery process and to the possible reduction in the required amount of steam injected. The experimental apparatus used in this study was designed and built at Unicamp for flooding of steam or steam combined with other fluid. The entire study was conducted at the lab scale with a heavy oil originated from the Potiguar Basin and from the Espírito Santo Basin. In the experiments, steam was injected at flow rates of 5 ml / min when pure and 4.5 ml / min when co-injected with flue gas. The gas flowrate varied between 150 and 800 ml / min. The results show that: 1) the coinjection of steam with flue gas accelerates the start of oil production when compared with steam injection alone; 2) The gas helps to keep the pressure behind the front and make it more stable; 3) The improvement on the steam/oil ratio shows that co-injection of steam with flue gas is beneficial to replace a significant amount of steam; 4) Recovery factors when co-injecting gas is greater than when using pure steam, with an increasing trend for the recovery factor when the volume of gas injected increases and 5) a favorable variation occurs in the quality of the oil produced during the recovery history with co-injection