Orientador: Denis José Schiozer

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

Resumo: O processamento submarino é considerado uma tecnologia potencial para antecipar a produção de campos localizados em águas profundas e reduzir, em alguns casos, os custos associados às instalações de superfície. Ele pode ser definido como qualquer tratamento dado ao fluido produzido no leito...

Resumo: O processamento submarino é considerado uma tecnologia potencial para antecipar a produção de campos localizados em águas profundas e reduzir, em alguns casos, os custos associados às instalações de superfície. Ele pode ser definido como qualquer tratamento dado ao fluido produzido no leito submarino. Dentre as tecnologias disponíveis, a Separação Submarina Gás- Líquido (SSGL) atualmente é a mais avançada para aplicações em águas profundas. A maneira mais recomendada para quantificar as vantagens de longo prazo dessas tecnologias é através da Modelagem Integrada da Produção (MIP), uma abordagem que integra a simulação de reservatórios com o sistema de produção do campo. A motivação do presente trabalho surgiu da necessidade de quantificar o incremento de produção de óleo a ser obtido pelas tecnologias de processamento submarino. O objetivo é utilizar a MIP para comparar a produção de um reservatório através de duas tecnologias de elevação artificial: SSGL e Gas Lift Contínuo (GLC). A comparação entre o SSGL e o GLC foi realizada em dois estudos de casos. No primeiro, utilizou-se um modelo homogêneo para que a comparação se restringisse apenas aos métodos de elevação. No segundo caso, um modelo sintético heterogêneo, construído a partir de dados reais, foi utilizado para comparar os métodos numa situação próxima à real. Os resultados mostraram a capacidade da tecnologia SSGL em antecipar a produção de óleo, através da redução da contrapressão e pelo aumento da queda de pressão no poço, conhecida como drawdown. Além disso, a manutenção da pressão do reservatório se mostrou um elemento chave para a tecnologia SSGL. A combinação das tecnologias (SSGL + GLC) mostrou ser uma boa opção para incrementar a produção de óleo durante um período de revitalização do campo. O SSGL foi capaz de produzir o mesmo volume de óleo que o GLC utilizando um diâmetro de coluna e linha de produção menor. Por fim, a MIP mostrou ser flexível para permitir simular casos com restrições tecnológicas, difíceis de serem consideradas apenas com a simulação de reservatórios

Abstract: Subsea processing is considered a potential technology to increase production in deepwater fields and reduce, in some cases, costs related to surface facilities. It can be defined as any treatment of the produced fluids performed on the seabed. Among the available technologies, Subsea Gas-...

Abstract: Subsea processing is considered a potential technology to increase production in deepwater fields and reduce, in some cases, costs related to surface facilities. It can be defined as any treatment of the produced fluids performed on the seabed. Among the available technologies, Subsea Gas- Liquid Separation (SGLS) is the most advanced for deep water applications. The most recommended way to quantify the long term advantages of this technology is through Integrated Production Modeling (IPM), which integrates reservoir and surface facilities models into a single model. The motivation of the present work is the need to quantify the incremental oil recovery that might be achieved through subsea processing. The objective is to compare the production of a reservoir through two artificial lift methods: SGLS and Continuous Gas Lift (CGL). The comparison between SGLS and CGL was performed in two case studies. In the first one, a homogeneous reservoir model was used, so the comparison was focused on the artificial lift technologies. In the second case, a heterogeneous reservoir model, built with real data, was used to compare both methods in a more realistic reservoir scenario. The results showed the capability of anticipating production by the reduction of the backpressure and the increase of the drawdown through SGLS. Besides, reservoir pressure maintenance appeared as key element for this technology. A combination of the technologies (SGLS + CGL) was found to be a good option to increase oil production during the revitalization phase of the field. SGLS was able to produce the same volume of oil obtained with CGL using a smaller tubing and production diameter. IPM showed a more flexible option to simulate scenarios with technological constraints, capturing effects that are difficult to be caught using only reservoir simulation