Simulação numérica de recuperação de óleos utilizando poços produtores horizontais.

• Ano de defesa: 2017
• Autor(a) principal: ALVES, Helton Gomes.
• Orientador(a): FARIAS NETO, Severino Rodrigues de.
• Banca de defesa: ALVES, José Jailson Nicácio., LIMA, Antonio Gilson Barbosa de., SOUZA, Josedite Saraiva de.
• Tipo de documento: Dissertação
• Tipo de acesso: Acesso aberto
• Idioma: por
• Instituição de defesa: Universidade Federal de Campina Grande
• Programa de Pós-Graduação: PÓS-GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA QUÍMICA
• Departamento: Centro de Ciências e Tecnologia - CCT
• País: Brasil
• Palavras-chave em Português: Reservatórios de petróleo; Recuperação de óleo; Simulação numérica; Ansys CFX 15.1; Óleo - poços produtores horizontais; Oil Reservoirs; Oil Recovery; Numerical Simulation
• Área do conhecimento CNPq: Engenharia Química.
• Link de acesso: http://dspace.sti.ufcg.edu.br:8080/jspui/handle/riufcg/288

O presente trabalho tem como objetivo dar uma contribuição na compreensão dos fenômenos envolvidos na recuperação de óleos com diferentes viscosidades através de poços produtores horizontais na presença e ausência de uma falha geológica via injeção de água. Para resolver as equações de conservação de massa e momento linear generalizadas a Lei de Darcy, foi utilizado o Ansys CFX 15.1 adotando o modelo de mistura de fluidos contínuos (água/óleo) em fluxo transiente e regime laminar. Mediante teste de malha, realizado segundo o princípio da superposição das curvas de perfil de fração volumétrica e velocidade superficial média da água, foi escolhido a malha estruturada com 603588 elementos hexaédricos por apresentar menor esforço computacional. Entretanto, através da comparação da recuperação de óleo com diferentes viscosidades foi possível constatar que a recuperação do óleo menos viscoso se apresentou mais eficiente. Contudo, segundo a análise da influência da altura do poço injetor, a configuração que apresentou uma maior área de varrido foi com a maior área de injeção. E através das distribuições em diferentes posições longitudinais de fração volumétrica de água, gradientes de pressão, velocidade superficial da água e do óleo, foi possível perceber a presença da falha geológica no reservatório, bem como a influência da variação da sua permeabilidade.