Como otimizar a produção e aumentar o fator de recuperação pelas práticas de gerenciamento?
A produção de um campo de petróleo carece de solucionar inúmeros problemas, tais como vazamentos em revestimentos, packers e tubings, canalização por má cimentação, zona de fuga, camada com água com e sem fluxo cruzado, canhoneio errado, cone de água e gás, presença de fraturas, anisotropia do reservatório, zona de transição.
A solução passa pelas seguintes etapas: classificação da natureza do fluxo, se o problema é de fluxo simplesmente ou se o problema é múltiplo, qual o mais sério, se pode resolver o problema independentemente ou de forma integrada, quais as chances de sucesso ao se controlar o problema de fluxo e se pode gerar uma solução econômica.
Em todos os casos, a integração com a geologia de reservatórios sempre conduz a melhor solução.
Esquema de produção de CO2 com reinjeção em outro campo sem uso de FPSO.
Objetivos
Ao final do curso, espera-se que os participantes compreendam e busquem otimizar o fluxo de fluidos em meios porosos, através do contínuo ajuste do modelo geológico e de fluxo de fluidos, com abordagens práticas de engenharia, geomecânica, solução de problemas e aplicação em projetos de produção e ambientais.
Conteúdo
Uso da matriz de conformidade para a solução de problemas do gerenciamento de reservatórios com abordagem geomecânica e preocupação ambiental.
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Dia 1: Engenharia de gás.
Termodinâmica aplicada ao equilíbrio de fases; Desenvolvimento de campos de gás; Fator de recuperação; Balanço de materiais; Vazão de produção, gás condensado; CO2 EOR; Fatores técnicos e operacionais da injeção de CO2; projetos de CO2; Fontes de CO2; Potencial de CO2; Mecanismos do processo de CO2: Miscibilidade, permeabilidade relativa, injetividade e varrido; molhabilidade; Injeção imiscível; solubilidade em água; efeito gravitacional.
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Dia 2: Geomecânica aplicada ao desenvolvimento de um campo.
Efeito de fraturas na produção e injeção; Compactação do reservatório; efeitos geomecânicos no reservatório, efeitos térmicos, monitoramento do reservatório, problemas em poços e em reservatórios, tensões in situ, geologia estrutural, propriedades da rocha, simulação acoplada tensão-fluxo; integridade das rochas capeadoras; aquisição de dados para geomecânica; Injeção acima da pressão de fratura.
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Dia 3: Gerenciamento do potencial de produção dos reservatórios.
Refinamento estratigráfico; Como especificar um reservatório; Lei de Darcy, IP e II, mecanismos de produção, balanço de materiais; declínio; declínio: método volumétrico; avaliação das formações; cone ou canalização; como aumentar a recuperação de óleo; soluções inovadoras; propriedades dos fluidos, propriedades das rochas, exemplo de desenvolvimento complementar.
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Dia 4: Solução de problemas da produção.
Como o fluido se move e o que se pode fazer a respeito? Engenharia de conformidade; As quatro questões a serem resolvidas para maximizar a recuperação de óleo; IOR convencional, deslocamento imiscível, Análise e solução de problemas.
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Dia 5: Gestão de projetos de produção e ambientais.
Métodos especiais; métodos químicos; exemplos de projetos de campos; Projetos de CO2; Fundamentos do WAG.
Quem deve participar
Geólogos, geofísicos e engenheiros que trabalham na exploração e produção de hidrocarbonetos e outros recursos naturais, com estocagem de C e H, e injeção de poluentes.
Instrutor
