Estudo do processo de injeção de CO2 e C1 aplicado a um reservatório de óleo leve.
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Data de Publicação: | 2016 |
Tipo de documento: | Trabalho de conclusão de curso |
Idioma: | por |
Título da fonte: | Repositório Institucional da UFRN |
Texto Completo: | https://repositorio.ufrn.br/handle/123456789/39528 |
Resumo: | Inicialmente, um reservatório de petróleo possui uma energia inicial comumente chamada de energia primária. Na medida que a produção ocorre, essa energia vai se dissipando consequentemente diminuindo a produção. Métodos de recuperação secundária são métodos convencionais que realizam a manutenção da pressão do reservatório através da injeção imiscível de água ou gás, com intuito de suprir essa depleção da pressão melhorando a produção. O gás mais utilizado nesse método é o dióxido de carbono, porém esse gás se torna altamente corrosivo ao entrar em contato com a água, com isso estudos com outros gases como fluido injetor podem ser realizados. A partir de um modelo de um reservatório anticlinal com características da bacia do nordeste brasileiro, foi realizado um estudo para a injeção imiscível de CO2 e C1 a fim de constatar qual seria a configuração e/ou parâmetros operacionais com melhor desempenho na produção na utilização desse método, além de saber se é viável utilização do C1 como fluido injetor. Para a realização do estudo, foram realizadas simulações no software GEM do grupo CMG. As variáveis do trabalho foram: Distribuição dos poços, vazão de injeção, configuração dos poços produtores (vertical ou horizontal) e a posição do canhoneado dos poços injetores. O sistema que apresentou o melhor desempenho foram 4 malhas de five-spot normal, com vazão de injeção de 1.000.000 m³STD/dia, tanto para injeção de CO2 quanto para injeção de C1, com poços produtores na horizontal e com injetores canhoneado no fundo do reservatório que proporcionou um incremento 25 vezes a produção em relação a recuperação primária. Com a injeção de C1 houve um aumento na produção de aproximadamente 22 vezes em relação a recuperação primária. Por tanto, apesar da recuperação com injeção de C1 ter sido menor que a de CO2, ocorreu um aumento na produção sendo viável a utilização de C1 como fluido injetor. |
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Cavalcante, Diego Bruno de SouzaBarillas, Jennys Lourdes MenesesPraxedes, Tayllandya SuellyRocha, Mirella Lopes daBarillas, Jennys Lourdes Meneses2016-12-08T12:23:05Z2021-09-27T14:51:07Z2016-12-08T12:23:05Z2021-09-27T14:51:07Z2016-12-012015008967CAVALCANTE, Diego Bruno de Souza. Estudo do processo de injeção de CO2 e C1 aplicado a um reservatório de óleo leve. 2016. 61 f. TCC (Graduação) - Curso de Engenharia de Petróleo, Universidade Federal do Rio Grande do Norte, Natal, 2016.https://repositorio.ufrn.br/handle/123456789/39528Universidade Federal do Rio Grande do NorteUFRNBrasilEngenharia de PetróleoAn error occurred getting the license - uri.info:eu-repo/semantics/openAccessInjeção imiscível de CO2; Injeção de C1; Fator de recuperaçãoEstudo do processo de injeção de CO2 e C1 aplicado a um reservatório de óleo leve.Study of the CO2 and C1 injection process applied to a light oil reservoir.info:eu-repo/semantics/publishedVersioninfo:eu-repo/semantics/bachelorThesisInicialmente, um reservatório de petróleo possui uma energia inicial comumente chamada de energia primária. Na medida que a produção ocorre, essa energia vai se dissipando consequentemente diminuindo a produção. Métodos de recuperação secundária são métodos convencionais que realizam a manutenção da pressão do reservatório através da injeção imiscível de água ou gás, com intuito de suprir essa depleção da pressão melhorando a produção. O gás mais utilizado nesse método é o dióxido de carbono, porém esse gás se torna altamente corrosivo ao entrar em contato com a água, com isso estudos com outros gases como fluido injetor podem ser realizados. A partir de um modelo de um reservatório anticlinal com características da bacia do nordeste brasileiro, foi realizado um estudo para a injeção imiscível de CO2 e C1 a fim de constatar qual seria a configuração e/ou parâmetros operacionais com melhor desempenho na produção na utilização desse método, além de saber se é viável utilização do C1 como fluido injetor. Para a realização do estudo, foram realizadas simulações no software GEM do grupo CMG. As variáveis do trabalho foram: Distribuição dos poços, vazão de injeção, configuração dos poços produtores (vertical ou horizontal) e a posição do canhoneado dos poços injetores. O sistema que apresentou o melhor desempenho foram 4 malhas de five-spot normal, com vazão de injeção de 1.000.000 m³STD/dia, tanto para injeção de CO2 quanto para injeção de C1, com poços produtores na horizontal e com injetores canhoneado no fundo do reservatório que proporcionou um incremento 25 vezes a produção em relação a recuperação primária. Com a injeção de C1 houve um aumento na produção de aproximadamente 22 vezes em relação a recuperação primária. Por tanto, apesar da recuperação com injeção de C1 ter sido menor que a de CO2, ocorreu um aumento na produção sendo viável a utilização de C1 como fluido injetor.porreponame:Repositório Institucional da UFRNinstname:Universidade Federal do Rio Grande do Norte (UFRN)instacron:UFRNTEXTTCC_Diego_Bruno_2016.2_CORRIGIDO.pdf.txtExtracted texttext/plain65137https://repositorio.ufrn.br/bitstream/123456789/39528/1/TCC_Diego_Bruno_2016.2_CORRIGIDO.pdf.txt2031e02ea4fe0e9e7bb1a678d4db14e1MD51LICENSElicense.txttext/plain756https://repositorio.ufrn.br/bitstream/123456789/39528/2/license.txta80a9cda2756d355b388cc443c3d8a43MD52ORIGINALTCC_Diego_Bruno_2016.2_CORRIGIDO.pdfTrabalho de conclusão de curso em .pdfapplication/pdf3966590https://repositorio.ufrn.br/bitstream/123456789/39528/3/TCC_Diego_Bruno_2016.2_CORRIGIDO.pdfa1402bbabb82511ac89860536ea7f7f8MD53CC-LICENSElicense_rdfapplication/octet-stream9https://repositorio.ufrn.br/bitstream/123456789/39528/4/license_rdf42dd12a06de379d3ffa39b67dc9c7affMD54123456789/395282021-09-27 11:51:07.739oai:https://repositorio.ufrn.br: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ório de PublicaçõesPUBhttp://repositorio.ufrn.br/oai/opendoar:2021-09-27T14:51:07Repositório Institucional da UFRN - Universidade Federal do Rio Grande do Norte (UFRN)false |
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