Dario Abilio Cruz
Título
Estudo das Curvas de Permeabilidade Relativa Água-Óleo Considerando o Efeito de Forças Capilares na Produção Adicional de Óleo
Resumo
As produções de reservatórios de hidrocarbonetos podem ser estimadas utilizando dados de análises laboratoriais em amostras de rocha representativas do reservatório, através de um ensaio que mimetiza o processo de explotação que ocorrerá no campo. As curvas de permeabilidade relativa obtidas dessas análises são os parâmetros que mais impactam nos resultados das simulações de reservatório. A partir dos dados do ensaio de deslocamento no meio poroso em regime transiente foi obtido o comportamento completo dessas curvas até a saturação de óleo residual capilar, incluindo a produção do fluxo forçado. A solução proposta e aplicada neste trabalho foi baseada nas equações e método de cálculo semianalítico, no entanto, a aplicação foi estendida ao fluxo forçado e a produção capilar. Os pontos das curvas de permeabilidade relativa completas, até a saturação de óleo residual capilar, considerando a pressão capilar, ficaram significativamente superiores aos pontos das curvas de permeabilidade relativa obtidas por deslocamento viscoso, até a saturação de óleo residual do fluxo normal, sem considerar a pressão capilar. A produção adicional de óleo medida após o procedimento capilar em relação à produção de óleo do fluxo normal foi de 52,0% para amostra de rocha A e de 11,8% para a amostra de rocha B. Na comparação dos resultados da simulação do modelo de reservatório com as curvas de permeabilidade relativa obtidas com os dados da amostra A observa-se uma produção de óleo adicional 10,8% maior que no caso utilizado tradicionalmente, enquanto que com as curvas obtidas com os dados da amostra B observa-se uma produção de óleo adicional 5,0% maior que no caso utilizado tradicionalmente.
Abstract
The productions of hydrocarbon reservoirs may be estimated using data from laboratory tests on reservoir representative rock samples by means of a test that mimics the exploitation process that occurs in the field. The relative permeability curves obtained from these analyzes are the parameters that most impact the reservoir simulations results. From the data of unsteady state core flooding test was obtained the full relative permeability curves until the capillary residual oil saturation, including the bump flow production. The solution proposed and applied in this work was based on the equations and the semianalytical calculation method. However, the application has been extended to bump flow and capillary pressure productions. The points of the full relative permeability curves, to saturation capillary residual oil, considering the capillary pressure were significantly higher than the points of relative permeability curves obtained by viscous flooding until residual oil saturation of normal flow rate, neglecting the capillary pressure. The additional oil production obtained after the capillary procedure compared to normal flow rate oil production was 52.0% for rock sample A and 11.8% for rock sample B. Comparing the reservoir model simulation results with the relative permeability curves obtained from the rock sample A data was observed an additional oil production by 10.8% greater than in the case traditionally used, whereas the curves obtained from the rock sample B data was observed an additional oil production 5.0% greater than in the case traditionally used.
