Trabalho 3 - Engenharia de Reservatórios

8/17/2019 Trabalho 3 - Engenharia de Reservatórios

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ENGENHARIA DE RESERVATÓRIO

GRAZIONE SOUZA

Trabalho 3:

Gerenciamento de Reservatórios

MAXIMIANO KANDA FERRAZ

RENAN MARCOS DE LIMA FILHO

ROGER RANGEL DA CUNHA

Macaé

2014



Universidade Estadual do Norte Fluminense Darcy Ribeiro 2

Sumário

1. Introdução ........................................................................................................................................4

2. Objetivos ..........................................................................................................................................5

3. Desenvolvimento .............................................................................................................................6

3.1 Testes Variando quantidade e Localização de Poços ............................................................ 10

3.2 Testes Variando a Vazão de Produção .................................................................................. 11

4. Conclusões..................................................................................................................................... 13

5. Referências Bibliográficas ............................................................................................................. 17

6. ANEXO – Programas ...................................................................................................................... 18

6.1 Programa para Plotar Caracaterísticas Originais do Reservatório ........................................ 18

6.2 Programa para Plotar Variação de Pressão, Vazão e Localização de Poços ......................... 18

6.3 Programa para Plotar a Produção de cada Poço, e o Fator de Recuperação ....................... 20




1. Introdução

O Gerenciamento de Reservatórios pode ser descrito como o conjunto de planos ouestratégias utilizados no desenvolvimento e na explotação de um reservatório com o objetivode aumentar o fator de recuperação de hidrocarbonetos de forma economicamente viável.Estes planos ou estratégias são baseados na análise de dados de geologia, geofísica,reservatório e de produção. As bases fundamentais na escolha de uma estratégia de produçãosão a posse de um conjunto de dados do reservatório e sua análise.

O processo tradicional para elaborar estratégias de gerenciamento de reservatórios temutilizado a coleta de dados de poço e de reservatório em períodos regulares. Estes dados sãoanalisados e eventualmente usados na criação ou modificação de estratégias para gerir o

reservatório.

Com dados geológicos, petrofísicos, de fluidos e de dimensões do reservatório é possívelconstruir um simulador. Tal simulação consiste no uso de modelos computacionais para

predizer o fluxo de fluidos através dos meios porosos.

Os simuladores são utilizados pelas companhias de petróleo e gás para definir a estratégiade exploração de determinado campo, auxiliando na identificação do número de poçosnecessários, comportamento da pressão do reservatório e da vazão dos poços, necessidade deutilização de métodos de elevação artificial, estimativa de produção de óleo, água e gás.Com os valores de tais parâmetros obtidos pelo simulador uma equipe multidisciplinar pode

se reunir e elaborar a melhor estratégia de exploração antes mesmo de iniciar as atividades nocampo em estudo possibilitando assim uma otimização das atividades e consequente aumentonos lucros da companhia exploradora.




2. Objetivos

O presente trabalho visa encontrar a melhor estratégia para o gerenciamento de umdeterminado reservatório, visando obter o melhor fator de recuperação de hidrocarbonetos

possível, com decisões operacionais e economicamente viáveis, levando em consideração parâmetros como número de poços, raios dos poços, permeabilidade das regiões produtorasentre outros diversos fatores.

Para isso, vamos utilizar um simulador simples desenvolvido pelo professor da disciplina, para analisar o comportamento de um modelo de reservatório frente a determinadascondições, e assim definir a melhor estratégia para exploração deste reservatório.




3. Desenvolvimento

As unidades utilizadas no trabalho estão presentes na Tabela 1.

Tabela 1 - Unidades

As características do reservatório G5 estão dispostas nas Tabelas 2, 3, 4 e 5, abaixo:

Tabela 2 - Geometria

Comprimento direção x 20000

Comprimento direção y 20000

Comprimento direção z 100




Tabela 3 – Parâmetros Gerais

Número blocos direção x 101

Número blocos direção y 101

Constante alpha c 5.614583

Constante beta c 1.127

Tolerância método iterativo 0.0000001

Razão crescimento passo de tempo 1.05

Tempo máximo de simulação 4000.000

Passo de tempo inicial 0.00001

Passo de tempo final 10.0

Passo de tempo impressão 30.0

Tabela 4 – Parâmetros para Fluido

Pressão Inicial 4500.0

Temperatura 609.67

Pressão de Referência 4500.0

Viscosidade na Pressão de Referência 1.0

Massa Específica na Pressão de Referência 52.4

Compressibilidade do Óleo 0.0000040

Coeficiente Variação Viscosidade 0.0000000

Tabela 5 – Parâmetros para Rocha

Permeabilidade em x 0.001

Permeabilidade em y 0.001

Porosidade Inicial 0.20




Compressibilidade Rocha 0.000003

Porosidade Referência 0.20

Pressão de Referência para Porosidade 4500.0

Para melhor visualização, o formato do reservatório (Figura 1) foi plotado, sendo aárea em azul, barreiras, e a área em vermelho, aberta ao fluxo. Na Figura 2, mostra-se adistribuição de permeabilidade no reservatório, já na Figura 3, a de porosidade.

Tais Figuras foram analisadas para melhor posicionamento dos poços produtores, emfunção de:

Distância à barreiras de fluxo Maior permeabilidade

Maior porosidade

Figura 1 – Reservatório G5 (Vista de Cima). Azul: Selo / Vermelho: Aberto ao Fluxo




Figura 2 – Variação de Permeabilidade no Reservatório G5 (Vista de Cima)

Figura 3 – Variação de Porosidade no Reservatório G5 (Vista de Cima)

Para melhor entendimento do funcionamento do simulador, foram testados diferentesarranjos de poços, com vazões diferentes e em diferentes localizações. Foram geradosgráficos descrevendo o comportamento:

Da queda de vazão ao se atingir a pressão mínima de 2000 psi

Da queda de pressão com o tempo

Da queda de pressão no mapa do reservatório (3D)

Da localização exata do poço no reservatório




3.1 Testes Variando quantidade e Localização de Poços

Esses testes tiveram como objetivo visualizar o comportamento da pressão ao redordos poços durante a produção. Pode-se perceber que quanto mais poços bem localizados,maior a área drenada pelos mesmos.

Figura 4 – 1 Poço

Figura 5 – 3 Poços






3.2 Testes Variando a Vazão de Produção

Foram testados diversas vazões de produção com o intuito de avaliar o comportamentoquando se atinge a pressão mínima de 2000 psi. As Figuras 8 e 9 exemplificam uma situaçãoem que a vazão para o poço ‘1804’ foi mal dimensionada, resultando em uma queda de

pressão (e consequentemente da vazão) precoce e abrupta. Esse comportamento não é o ideal,

pois além de não se otimizar a produção (pois há uma constante queda de vazão), ocorre gastoinicial para dimensionar o poço para uma vazão superior, que não será utilizada.




Figura 8 – Comportamento da Vazão ao longo do tempo de Produção

Figura 9 – Comportamento da Pressão ao longo do tempo de Produção




4. Conclusões

Com base nos resultados dos testes mostrados, foram analisadas diversas situações possíveis. A estratégia final adotada pela equipe consiste na instalação de 11 poços produtores e 2 poços injetores, dispostos da seguinte forma (Figura 10).

Figura 10 – Localização dos Poços (Produtores: Vermelho / Injetores: Azul Claro)

O Fator de Recuperação atingiu 0.21%, como mostra a Figura 11.

Figura 11 – Tempo (Dias) X Fator de Recuperação (%)




O lucro total pode ser calculado, considerando o custo médio de US$100 o barril, e que ocusto médio de um poço gira em torno de US$30 milhões. Como foram perfurados 13 poços ea produção acumulada foi de 15 milhões de barris, a campo gerou um lucro de US$1,1 bilhão

em 4000 dias de produção. Esse resultado mostra um lucro de US$8,25 milhões/mês.A utilização de poços injetores se deve ao fato de que sem os mesmos (apenas com os 11

poços produtores dimensionados corretamente), o FR estava na casa de 0.16%, já após aalocação dos mesmos, o FR atingiu o valor de 0.21%. Isso foi possível, pois na presença de

poços injetores, é possível reduzir a queda de pressão aos seus arredores, aumentando a vazãodos produtores.

O incremento da produção pela utilização de poços injetores foi de cerca de 3,62milhões de barris. Considerando o mesmo cálculo anterior, o lucro foi de US$300 milhões em4000 dias, US$2,25 milhões/mês.

A Figura 12 mostra a variação de pressão no reservatório. Podemos destacar oaumento de pressão na região próxima aos poços injetores.

Figura 12 – Disposição da Pressão ao final da produção

A Figura 13 mostra a evolução da vazão em cada poço e a Figura 14, a queda de vazãoao final da produção de 4000 dias. É possível perceber que nenhum poço chegou a trabalharde 70% de sua capacidade original. Além disso, praticamente todos os poços produziram comsua capacidade total até a metade do tempo de simulação (2000 dias). Estes resultadosmostram um bom dimensionamento dos equipamentos da planta de produção.




Figura 13 – Tempo (Dias) X Vazão (STB/dia)

F igura 14 – Nº Poço X Queda de Vazão (%)

A Figura 15 mostra a evolução da produção acumulada de cada poço. Percebe-se que ocrescimento é linear até o início da queda de vazão, a partir daí, ocorre uma suave inclinação

para baixo.




Figura 15 – Tempo(dias) X Produção acumulada de cada poço (STB)




5. Referências Bibliográficas

[1] Nnaemeka Ezekwe, “ Petroleum Reservoir Engineering Practice” .

[2] Grazione Souza. Notas de Aula.




6. ANEXO – Programas

6.1 Programa para Plotar Caracaterísticas Originais do Reservatório

%Engenharia de Reservatorios %Trabalho 3 %Maximiano Ferraz & Renan Lima & Roger Rangel clear all;close all;

figure;

surf(load ('xc.dat'),load ('yc.dat'),load ('cells.dat'));xlabel('X (ft)'); ylabel('Y (ft)'); zlabel('Celulas (Azul-Selante / Vermelho-Fluxo)');

figure;surf (load ('xc.dat'),load ('yc.dat'),load ('Kx.dat'));xlabel('X (ft)'); ylabel('Y (ft)'); zlabel('Permeabilidade em X (D)');

figure;surf (load ('xc.dat'),load ('yc.dat'),load ('phixyz.dat'));xlabel('X (ft)'); ylabel('Y (ft)'); zlabel('Porosidade (md)');

6.2 Programa para Plotar Variação de Pressão, Vazão e Localização de Poços

%Engenharia de Reservatorios %Trabalho 3 %Maximiano Ferraz & Renan Lima & Roger Rangel clear all;close all;

grid = load('location_well.dat');figure;surf (load ('xc.dat'),load ('yc.dat'),grid);xlabel('X (ft)'); ylabel('Y (ft)'); zlabel('Localização do Poço');

figure;surf (load ('xc.dat'),load ('yc.dat'),load('pxy.dat'));xlabel('X (ft)'); ylabel('Y (ft)'); zlabel('Localização do Poço');

registrador = dlmread ('pwf1322.dat');t = registrador(:,1)'; p = registrador(:,2)'; q = registrador(:,3)';

registrador2 = dlmread ('pwf2403.dat');t2 = registrador2(:,1)'; p2 = registrador2(:,2)'; q2 = registrador2(:,3)';registrador3 = dlmread ('pwf2574.dat');




t3 = registrador3(:,1)'; p3 = registrador3(:,2)';q3 = registrador3(:,3)';registrador4 = dlmread ('pwf3774.dat');t4 = registrador4(:,1)'; p4 = registrador4(:,2)'; q4 = registrador4(:,3)';

registrador5 = dlmread ('pwf3954.dat');t5 = registrador5(:,1)'; p5 = registrador5(:,2)'; q5 = registrador5(:,3)';registrador6 = dlmread ('pwf5345.dat');t6 = registrador6(:,1)'; p6 = registrador6(:,2)'; q6 = registrador6(:,3)';registrador7 = dlmread ('pwf5380.dat');t7 = registrador7(:,1)'; p7 = registrador7(:,2)'; q7 = registrador7(:,3)';registrador8 = dlmread ('pwf7428.dat');t8 = registrador8(:,1)'; p8 = registrador8(:,2)'; q8 = registrador8(:,3)';registrador9 = dlmread ('pwf7679.dat');t9 = registrador9(:,1)'; p9 = registrador9(:,2)'; q9 = registrador9(:,3)';registrador10 = dlmread ('pwf8211.dat');t10 = registrador10(:,1)'; p10 = registrador10(:,2)'; q10 = registrador10(:,3)';registrador11 = dlmread ('pwf8261.dat');t11 = registrador11(:,1)'; p11 = registrador11(:,2)'; q11 = registrador11(:,3)';

drop = -100*(q(length(q))-q(2))/q(2);drop2 = -100*(q2(length(q))-q2(2))/q2(2);drop3= -100*(q3(length(q))-q3(2))/q3(2); drop4 = -100*(q4(length(q))-q4(2))/q4(2);drop5 = -100*(q5(length(q))-q5(2))/q5(2);drop6 = -100*(q6(length(q))-q6(2))/q6(2);drop7 = -100*(q7(length(q))-q7(2))/q7(2);drop8 = -100*(q8(length(q))-q8(2))/q8(2);drop9 = -100*(q9(length(q))-q9(2))/q9(2); drop10 = -100*(q10(length(q))-q10(2))/q10(2);drop11 = -100*(q11(length(q))-q11(2))/q11(2);

figure;plot (t,p,'*-',t2,p2,'*-',t3,p3,'*-',t4,p4,'*-',t5,p5,'*-',t6,p6,'*-',t7,p7,'*-',t8,p8,'*-',t9,p9,'*-',t10,p10,'*-',t11,p11,'*-');xlabel('Tempo (dias)'); ylabel('Pressão (psi)');legend('Poço 1322','Poço 2403','Poço 2574','Poço 3774','Poço 3954','Poço5345','Poço 5380','Poço 7428','Poço 7679','Poço 8211','Poço 8261');

figure;plot (t,-q,'*-',t2,-q2,'*-',t3,-q3,'*-',t4,-q4,'*-',t5,-q5,'*-',t6,-q6,'*-',t7,-q7,'*-',t8,-q8,'*-',t9,-q9,'*-',t10,-q10,'*-',t11,-q11,'*-');

axis ([0 4000 0 750]);xlabel('Tempo (dias)'); ylabel('Vazão (STB/Dia)');legend('Poço 1322','Poço 2403','Poço 2574','Poço 3774','Poço 3954','Poço5345','Poço 5380','Poço 7428','Poço 7679','Poço 8211','Poço 8261');

figure;hold all;plot(1,drop,'*'); plot(2,drop2,'*'); plot(3,drop3,'*'); plot(4,drop4,'*'); plot(5,drop5,'*');plot(6,drop6,'*');plot(7,drop7,'*'); plot(8,drop8,'*'); plot(9,drop9,'*'); plot(10,drop10,'*');plot(11,drop11,'*');

axis ([0 12 0 50]);legend('Poço 1322','Poço 2403','Poço 2574','Poço 3774','Poço 3954','Poço5345','Poço 5380','Poço 7428','Poço 7679','Poço 8211','Poço 8261');




xlabel('Numero Poço'); ylabel('Queda de Vazão em %');hold off ;

6.3 Programa para Plotar a Produção de cada Poço, e o Fator de Recuperação

%Engenharia de Reservatorios %Trabalho 3 %Maximiano Ferraz & Renan Lima & Roger Rangel clear all;close all;nx=101;ny=101;

phi=load('phixyz.dat');cells=load('cells.dat');vol=load('V.dat');

volume=0.0;for i=1:1:101

for j=1:1:101volume=volume+(phi(i,j)*cells(i,j)*vol(i,j));

end end

pwf=load('pwf1322.dat');t = pwf(:,1)';l=length(pwf);prod(1)=0.0;for i=2:1:l

prod(i)=prod(i-1)+((pwf(i,1)-pwf(i-1,1))*pwf(i,3));end

pwf=load('pwf2403.dat');t2 = pwf(:,1)';

l=length(pwf);prod2(1)=0.0;for i=2:1:l

prod2(i)=prod2(i-1)+((pwf(i,1)-pwf(i-1,1))*pwf(i,3));end

pwf=load('pwf2574.dat');t3 = pwf(:,1)';l=length(pwf);prod3(1)=0.0;for i=2:1:l





pwf=load('pwf3774.dat');t4 = pwf(:,1)';l=length(pwf);

prod4(1)=0.0;for i=2:1:l








pwf=load('pwf7428.dat');t8 = pwf(:,1)';l=length(pwf);

prod8(1)=0.0;for i=2:1:l



prod9(i)=prod9(i-1)+((pwf(i,1)-pwf(i-1,1))*pwf(i,3));

end

pwf=load('pwf8211.dat');




t10 = pwf(:,1)';l=length(pwf);prod10(1)=0.0;

for i=2:1:lprod10(i)=prod10(i-1)+((pwf(i,1)-pwf(i-1,1))*pwf(i,3));

end



prodacumulada =prod+prod2+prod3+prod4+prod5+prod6+prod7+prod8+prod9+prod10+prod11;

Fr = -(prodacumulada)/volume *100;

figure;plot(t,-prod,t2,-prod2,t3,-prod3,t4,-prod4,t5,-prod5,t6,-prod6,t7,-prod7,t8,-prod8,t9,-prod9,t10,-prod10,t11,-prod11);axis ([0 4000 0 3000000]);

legend('Poço 1322','Poço 2403','Poço 2574','Poço 3774','Poço 3954','Poço5345','Poço 5380','Poço 7428','Poço 7679','Poço 8211','Poço 8261');xlabel('Tempo (dias)'); ylabel('Produção de cada Poço (STB)');

figure;plot(Fr,-prodacumulada,'*-');xlabel('Fator de Recuperação (%)'); ylabel('Produção Acumulada (STB)');

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