Modelagem numérica dos efeitos das características do meio poroso sobre a eficiência de recuperação de óleos contidos em reservatórios de petróleo

Abstract

RESUMO: Com o passar do tempo de produção, a energia primária de poços de petróleo decai em função de sua despressurização, fazendo com que grande parte do óleo fique retido nos reservatórios. Uma das maneiras empregadas para se extrair uma maior parcela, em massa, de petróleo é a recuperação secundária, definida pela injeção de fluidos provenientes do próprio reservatório, como água de formação e gás natural. Haja vista que estes reservatórios, em geral, são constituídos por um meio poroso onde fica contido o petróleo, suas características físicas estão diretamente relacionadas à eficiência de recuperação do mesmo. Embora existam diversas pesquisas relacionadas à fração mássica de óleo recuperado, não há conclusões definitivas no que diz respeito aos efeitos da permeabilidade, porosidade e molhabilidade sobre tal parâmetro de desempenho. O objetivo do presente trabalho é avaliar, por meio de uma abordagem CFD (Computational Fluid Dynamics), os efeitos em macro e microescala destas propriedades na eficiência de recuperação de fluidos contidos num meio poroso. Para isso, modelagens numéricas foram realizadas com aplicativo Ansys FLUENT® versão 16.0. O método porous media foi utilizado para realizar a análise macroscópica do meio, ao passo que as equações de Navier-Stokes regiam o problema do escoamento na análise microscópica. Para ambos os cenários, o modelo multifásico VOF foi empregado para representar a interação entre as interfaces dos fluidos constituintes. Com isso, é analisado graficamente o fator de recuperação, a resistência imposta pelo cenário poroso para realização do processo de recuperação, assim como os padrões de deslocamento gerados. É verificado que, quanto menor a permeabilidade, maior é a resistência a ser superada pelo fluido deslocador, o que encarece os custos de processo. Na análise em microescala, um aumento da porosidade favorece a um aumento no fator de recuperação, por apresentar menor área de contato sujeita a adesão de óleo. O efeito da molhabilidade só é perceptível para baixos números de Capilaridade, nos quais os efeitos das forças de tensão interfacial se sobressaem. Neste cenário, uma parcela maior de fluido é recuperada quando as superfícies sólidas que compõem o meio poroso são molhadas preferencialmente por água.

ABSTRACT: Over production time, the primary energy from oil wells declines due to its depressurization, causing a large part of the oil to be retained in the reservoirs. One of the ways used to extract a larger portion, in mass, of oil is the secondary recovery, defined by the injection of fluids from the reservoir itself, such as formation water and natural gas. Bearing in mind that these reservoirs, in general, are constituted by a porous medium where oil is contained, their physical characteristics are directly related to its recovery efficiency. Although there are several studies related to the mass fraction of recovered oil, there are no definitive conclusions regarding the effects of permeability, porosity and wettability on this performance parameter. The objective of the present work is to evaluate, through a CFD (Computational Fluid Dynamics) approach, the effects in macro and microscale of these properties on the efficiency of fluid recovery contained in a porous medium. For this, numerical modeling was performed using the Ansys FLUENT® version 16.0 software. The porous media method was used to perform the macroscopic analysis of the medium, whereas the Navier-Stokes equations governed the flow problem in the microscopic analysis. For both scenarios, the VOF multi-phase model was used to represent the interaction between the interfaces of the constituent fluids. Thereby, the recovery factor is graphically analyzed, the resistance imposed by the porous scenario to carry out the recovery process, as well as the displacement patterns generated. It is found that the lower the permeability, the greater the resistance to be overcome by the displacer fluid, which makes process costs more expensive. In the microscale analysis, an increase in porosity favors an increase in the recovery factor, as it has a smaller contact area subject to oil adhesion. The wettability effect is only noticeable at low Capillarity numbers, in which the effects of the interfacial tension forces stand out. In this scenario, a larger portion of fluid is recovered when the solid surfaces that make up the porous medium are preferably wetted with water.