ANÁLISE DA APLICAÇÃO DO AQUECIMENTO GERAL INDIRETO COMO MÉTODO DE
RECUPERAÇÃO COM DIFERENTES VISCOSIDADES
Aluna: MS. Janusa Soares de Araújo1
Orientador: Prof. Dr. Wilson da Mata1
1
Co-orientador: Prof. Dra. Jennys Lourdes Meneses Barillas1
Colaboradores: Prof. Ph.D. Tarcilio Viana Dutra Junior1
Prof. MS. Elthon John Rodrigues de Medeiros1,2
Universidade Federal do Rio Grande do Norte - UFRN, Pós-Graduação em Ciência e Engenharia de Petróleo – PPGCEP, Campus Universitário, Lagoa Nova, Natal-RN, 59072-970
2
Instituto Federal de Educação, Ciência e Tecnologia do Rio Grande do Norte – IFRN, Campus João Câmara, João Câmara-RN, 59550-000
Resultados
Motivação
 Diminuição nos indícios de jazidas produtivas a baixos custos;
 Necessidade de avaliar e adaptar as tecnologias atuais à realidade dos
reservatórios brasileiros;
 A maior parte das reservas de petróleo do mundo corresponde a
hidrocarbonetos viscosos e pesados;
 O petróleo viscoso e os baixos níveis de pressão nos reservatórios rasos pode
determinar dificuldades para recuperação;
 Inconvenientes provocados pela injeção de vapor convencional em
reservatórios rasos.
Comparativo de viscosidades para o método AGI:
Viscosidade do óleo (cP)
(3º ano de projeto)
Esquema representativo
do método AGI
Objetivos
Avaliar a aplicabilidade do Aquecimento Geral Indireto (AGI) em
reservatórios rasos com diferentes características, analisando sua eficiência e
comparando o método com a injeção contínua de vapor.
Os objetivos específicos foram:
 Verificar a eficiência do aquecimento geral indireto em reservatórios de baixa
pressão e alta viscosidade;
 Comparar o aquecimento geral indireto com os métodos térmicos já utilizados
(Injeção de Vapor);
 Avaliar os pontos críticos em cada um dos métodos e quantificar os resultados.
Desafios intrínsecos
 Utilização de um novo método de recuperação de petróleo;
 Sua aplicação necessita de perfuração direcional, tendo em vista a direção
horizontal de inserção das canalizações;
 Esse tipo de perfuração implica em elevados custos, o que sugere uma análise
econômica detalhada.
(a) Produção acumulada de óleo versus tempo; (b) Vazão de óleo versus tempo.
Viscosidade
(cP)
NP
(m3)
VOIP
(m3)
FR (%)
Rec. Natural
FR (%)
AGI
ΔFR
(%)
300
12652,7
20107
40,87
62,93
22,06
1000
11899,9
20107
20,23
59,18
38,95
3000
11183,7
20107
8,95
55,62
46,67
5000
10796,4
20107
5,89
53,69
47,80
10000
10199,5
20107
3,30
50,73
47,43
Comparativo de viscosidades em 10 anos de projeto.
Aplicação na indústria
Diferença entre AGI e recuperação
primária (ΔFR), por viscosidades, para
cada tipo de reservatório.
Sem injeção
direta de fluidos
Baixas
pressões
Reservatórios
Rasos
Altas
viscosidades
Representação do sistema no processo AGI
Metodologia
Benefícios
Estudo de
parâmetros de
reservatório
Métodos
Térmicos de
Recuperação
Óleos
pesados
Esquema de perfuração para o método AGI
Simulações iniciais para
escolha do refinamento e
parâmetros
AGI
Estudo de
parâmetros
operacionais
Integração dos Resultados
Estudos
individualizados
Injeção de
grandes
volumes de
fluidos
Outros
 Evita o inconveniente de inserir grandes quantidades de fluidos
diretamente no reservatório;
 Facilita a manutenção da temperatura por meio do controle de vapor
injetado e da pressão nas tubulações;
 Aumento do fator de recuperação de óleo e redução do volume de água
produzida;
 Manutenção da produção de óleo com prejuízos mínimos ao meio
ambiente.