Simulation of brine alternating CO2 injection in oil reservoirs: the effect of phase densities on oil recovery factor
| العنوان: | Simulation of brine alternating CO2 injection in oil reservoirs: the effect of phase densities on oil recovery factor |
|---|---|
| المؤلفون: | Setaro, Luisa Larroudé Olivieri |
| المساهمون: | Melo, Silvio Alexandre Beisl Vieira de, Costa, Gloria Meyberg Nunes, Nascimento, Fábio Pedro do, Vieira de Melo, Silvio Alexandre Beisl, Pessoa, Fernando Luiz Pellegrini, Sant'Ana, Hosiberto Batista de |
| المصدر: | Repositório Institucional da UFBA Universidade Federal da Bahia (UFBA) instacron:UFBA |
| بيانات النشر: | Universidade Federal da Bahia, 2022. |
| سنة النشر: | 2022 |
| مصطلحات موضوعية: | Phase densities (petroleum), Solubilidade do CO2, Viscosidade das fases (petróleo), Recuperação avançada de petróleo, Brine injection, ENGENHARIAS::ENGENHARIA QUIMICA::ENGENHARIA DE RESERVATORIOS DE PETROLEO [CNPQ], Densidade das fases (petróleo), Injeção de CO2, CO2 injection, Enhanced oil recovery, CO2 solubility, Injeção de salmoura, Phase viscosities (petroleum) |
| الوصف: | Submitted by Luisa Setaro (luisa.setaro@ufba.br) on 2022-07-25T14:27:08Z No. of bitstreams: 1 Dissertacao Luisa Setaro 2022 - Versao Final Pos Banca (1).pdf: 4557627 bytes, checksum: 5ea60e667d3b21cf87b144247bdcb6ab (MD5) Approved for entry into archive by Biblioteca Engenharia Processamento Técnico (biengproc@ufba.br) on 2022-07-26T14:55:58Z (GMT) No. of bitstreams: 1 Dissertacao Luisa Setaro 2022 - Versao Final Pos Banca (1).pdf: 4557627 bytes, checksum: 5ea60e667d3b21cf87b144247bdcb6ab (MD5) Made available in DSpace on 2022-07-26T14:55:58Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Dissertacao Luisa Setaro 2022 - Versao Final Pos Banca (1).pdf: 4557627 bytes, checksum: 5ea60e667d3b21cf87b144247bdcb6ab (MD5) Previous issue date: 2022-06-03 OUTRAS A densidade das fases oleosa, aquosa e gasosa em reservatórios de petróleo é uma propriedade chave para compreender os fenômenos e mecanismos que regem a recuperação do óleo, além de outras propriedades relacionadas, como solubilidade do CO2 e viscosidade das fases. Nesta dissertação, foi avaliado o comportamento da densidade, viscosidade e solubilidade de CO2 nas fases através da simulação da recuperação de óleo por injeção alternada, ou não, de CO2, água de alta salinidade (HSW) e baixa salinidade (LSW) (50.000 e 5.000 ppm de salinidade, respectivamente). Por meio do módulo GEM, do simulador composicional da Computer Modeling Group (CMG, Canadá), fez-se a avaliação dos efeitos destas três propriedades, com ênfase na densidade, sobre o fator de recuperação de óleo, ao longo do tempo e variando-se a posição na malha de simulação, considerando-se apenas os efeitos físicos, ou seja, os efeitos geoquímicos foram ignorados. A simulação foi realizada utilizando dados da literatura tanto do óleo como do reservatório (sem falhas geológicas) com a equação de estado cúbica de PengRobinson (PR) para cada uma das injeções analisadas. A temperatura do reservatório foi mantida constante em 71,11ºC e o período de simulação foi de 5 anos. Os resultados obtidos no módulo GEM para a densidade da fase aquosa foram comparados com os calculados por correlações empíricas. Observou-se que a injeção alternada de CO2 e água de alta salinidade (CO2HSWAG) e a injeção alternada de CO2 e água de baixa salinidade (CO2LSWAG) apresentam os fatores de recuperação próximos (diferença de 0,25% entre as duas injeções), e os mais elevados encontrados nesta dissertação: 53,07% e 52,84%, respectivamente. Isto é devido à desconsideração dos efeitos geoquímicos bem como a maior aproximação entre a densidade das fases (óleo, água e gás). A injeção de CO2WAG obteve um fator de recuperação de 52,82% e a de CO2 foi 52,18%. Já as injeções de HSW, LSW e H2O apresentaram um fator de recuperação muito próximo (diferença máxima entre eles de 0,05%), sendo, aproximadamente, 39,60%. The density of the oil, water and gas phases in fluid reservoirs is a key property to understanding the phenomena and mechanisms that govern oil recovery and other correlated properties such as CO2 solubility and phase viscosity. In this dissertation, the behavior of density, viscosity and CO2 solubility in the fluid phases were evaluated using oil recovery methods alternating or not with CO2, high salinity water (HSW), and low salinity water (LSW) (50,000 and 5,000 ppm were used as salinity values, respectively). Using the package GEM of the compositional simulator developed by Computer Modeling Group (CMG, Canada), the effects of these three properties on the oil recovery factor were evaluated, emphasizing density over time and by varying the position in the simulation grid. Only the physical effects were considered, disregarding the geochemical effects. The simulation was performed with oil and reservoir data from literature, and the Peng-Robinson (PR) cubic equation of state for each injection analyzed. The reservoir temperature was kept constant at 71.11ºC, and the simulation period was five years. The results obtained in the GEM for the water phase density were compared with those calculated by empirical correlations. High salinity water alternating CO2 (CO2HSWAG) and low salinity water alternating CO2 (CO2LSWAG) presented close oil recovery factors (difference of 0.25 % between both injections) and the highest values for this property in this dissertation: 53.07% and 52.84%, respectively. This should be due to neglecting geochemical effects and the closer phase densities (oil, water and gas). CO2WAG injection provided an oil recovery factor of 52.82% and CO2 injection obtained 52.18%. HSW, LSW and H2O injections were very close (maximum difference among them was 0.05%), the oil recovery factor was, approximately, 39.60%. |
| اللغة: | Portuguese |
| URL الوصول: | https://explore.openaire.eu/search/publication?articleId=od______3056::c2606c90819c3acdc96c0cee7d0ef55d https://repositorio.ufba.br/handle/ri/35752 |
| حقوق: | OPEN |
| رقم الأكسشن: | edsair.od......3056..c2606c90819c3acdc96c0cee7d0ef55d |
| قاعدة البيانات: | OpenAIRE |
| الوصف غير متاح. |