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Simulação Composicional

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A injeção de CO2 em reservatórios com características semelhantes às do pré-sal brasileiro (óleo leve, alta pressão e baixa temperatura) pode resultar em deslocamentos do tipo miscível com consideráveis variações na composição da fase óleo. Os modelos de simulação do tipo Black-Oil, amplamente utilizados na simulação de processos com injeção de água, podem não ser capazes de representar adequadamente a miscibilidade do gás de injeção no óleo do reservatório. Nessa situação, a avaliação do escoamento de fluidos no reservatório é representada de maneira rigorosa por meio de simuladores composicionais. A transferência de massa entre as fases no meio poroso requer que o comportamento de fases seja representado de maneira adequada por meio de equações de estado (EOS). O tempo computacional da simulação de um modelo com formulação composicional é consideravelmente superior ao tempo de simulação de um modelo Black-Oil. Esse aumento no tempo computacional está relacionado ao grande número de incógnitas e aos cálculos flash associados a cada bloco da malha de simulação.

 

Simulação de Reservatórios Fraturados

Na indústria de E&P de petróleo e gás, as regiões que contêm formações naturalmente fraturadas são apresentam uma alta importância e são procuradas com grande interesse devido ao aumento na permeabilidade que se evidencia nessas zonas e à alta capacidade de drenagem decorrente dessa característica.

No contexto brasileiro, a descoberta de reservatórios de grande porte na região do pré-sal, em rochas de tipo carbonático, apresenta potencial para a utilização de modelos de reservatório que representem a ocorrência de zonas naturalmente fraturadas, a presença de heterogeneidades fortes nas propriedades petrofísicas e o comportamento geológico e de fluxo de reservatórios de tipo carbonático.

Esta linha de pesquisa visa o desenvolvimento de estudos sobre a caracterização, modelagem e simulação de reservatórios naturalmente fraturados com o objetivo de:
  • Desenvolver estudos e técnicas que permitam integrar ao simulador de reservatório modelagens de sistemas de dupla porosidade e dupla permeabilidade com o intuito de representar fraturas.
  • Aplicar as técnicas de modelagem desenvolvidas no gerenciamento de reservatórios através da simulação de numérica.

 

Injeção de Polímeros

 

A injeção de polímeros é um método químico de recuperação avançada de petróleo, cujo objetivo principal é a redução da razão de mobilidades água-óleo, resultando em uma melhor eficiência de varrido do reservatório e consequentemente aumentando a recuperação de petróleo do campo. Esta redução na razão de mobilidades é obtida principalmente pelo aumento da viscosidade da água ao adicionar polímeros e pela diminuição da permeabilidade relativa à água.

Contudo, projetos de injeção de polímeros são bastante complexos por existirem fenômenos físicos que não são observados na tradicional injeção de água, tais como: comportamento não-newtoniano da solução polimérica, retenção do polímero no meio poroso, etc.

Dessa forma, existe um elevado número de incertezas no que se refere a projetos de injeção de polímeros. Neste contexto, a linha de pesquisa de injeção de polímeros com simulação numérica busca aplicar metodologias de análise de risco e análise de decisão a este tipo de método de recuperação, quantificando potenciais riscos e benefícios, bem como verificando a influência dos fenômenos físicos no processo.

Exemplo da melhor eficiência de varrido devido à injeção de polímeros.

 

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