Estudo da injeção de água e gás em um reservatório com características do pré-sal brasileiro
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Data de Publicação: | 2016 |
Tipo de documento: | Dissertação |
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Título da fonte: | Repositório Institucional da UFRN |
Texto Completo: | https://repositorio.ufrn.br/jspui/handle/123456789/21230 |
Resumo: | A província pré-sal é composta por grandes acumulações de óleo leve, de excelente qualidade e com alto valor comercial, uma realidade que coloca o Brasil em uma posição estratégica frente à grande demanda de energia mundial. Nessa província encontram-se as maiores descobertas realizadas no mundo nos últimos dez anos; as áreas de Libra, de Franco e o Campo de Lula, todas com volumes superiores a 8 bilhões de barris de óleo recuperáveis. Para desenvolver e otimizar a produção desses campos, foi feito um estudo para escolha dos métodos de recuperação avançada, tendo como principais motivações a presença do dióxido de carbono (CO2) como contaminante e a decisão estratégica de não o descartar, combinada à alta RGO (razão gás-óleo) do fluido do reservatório. O método deveria tirar vantagem dos únicos recursos abundantes: a água do mar e o gás produzido. Dessa maneira, o processo de combinar esses recursos na injeção alternada de água e gás (WAG) passou a ser visto como uma boa opção. Nessa dissertação, foi desenvolvido um modelo de reservatório com características do pré-sal brasileiro, sendo aplicado o método de recuperação avançada de injeção alternada de água e gás. O potencial de produção desse reservatório foi analisado por meio de parâmetros como: fluido que inicia o processo de injeção, posição das completações dos poços injetores, bem como vazões de injeção de água e de gás e o tempo de ciclo de cada fluido injetado. Os resultados mostraram um bom desempenho do método WAG-CO2 miscível, com ganhos de até 26% no FR com relação a recuperação primária, já a aplicação da injeção de água e de gás, de maneira individual, não foi capaz de superar o patamar de 10% de ganho. O parâmetro de maior influência nos resultados foi o tempo de ciclo, com maiores valores de FR obtidos com a utilização dos menores tempos. |
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Nessa província encontram-se as maiores descobertas realizadas no mundo nos últimos dez anos; as áreas de Libra, de Franco e o Campo de Lula, todas com volumes superiores a 8 bilhões de barris de óleo recuperáveis. Para desenvolver e otimizar a produção desses campos, foi feito um estudo para escolha dos métodos de recuperação avançada, tendo como principais motivações a presença do dióxido de carbono (CO2) como contaminante e a decisão estratégica de não o descartar, combinada à alta RGO (razão gás-óleo) do fluido do reservatório. O método deveria tirar vantagem dos únicos recursos abundantes: a água do mar e o gás produzido. Dessa maneira, o processo de combinar esses recursos na injeção alternada de água e gás (WAG) passou a ser visto como uma boa opção. Nessa dissertação, foi desenvolvido um modelo de reservatório com características do pré-sal brasileiro, sendo aplicado o método de recuperação avançada de injeção alternada de água e gás. O potencial de produção desse reservatório foi analisado por meio de parâmetros como: fluido que inicia o processo de injeção, posição das completações dos poços injetores, bem como vazões de injeção de água e de gás e o tempo de ciclo de cada fluido injetado. Os resultados mostraram um bom desempenho do método WAG-CO2 miscível, com ganhos de até 26% no FR com relação a recuperação primária, já a aplicação da injeção de água e de gás, de maneira individual, não foi capaz de superar o patamar de 10% de ganho. O parâmetro de maior influência nos resultados foi o tempo de ciclo, com maiores valores de FR obtidos com a utilização dos menores tempos.The pre-salt province is composed by large amounts of light oil and with good quality, a reality that puts Brazil in a strategic position facing the great demand for energy worldwide. In this province are the largest discoveries in the world in the last ten years; areas as Libra, Franco and Lula field, everyone containing volumes greater than 8 billion recoverable oil barrels. To develop and optimize the production of these fields, a study was done for choosing the improved oil recovery methods. The main motivations were the presence of carbon dioxide (CO2) as a contaminant and the strategic decision of do not discard it, combined with high GOR (gas-oil ratio) of the reservoir fluid. The method should take advantage of the unique abundant resources: seawater and produced gas. This way, the process of matching these resources in the water alterning gas injection (WAG) became a good option. In this master’s dissertation, it was developed a reservoir model with average characteristics of the Brazilian pre-salt, where was applied the improved oil recovery method of water alternating gas. The production of this reservoir was analyzed by parameters as: the first fluid injected in the injection process, position of the injection wells completion, injection water and gas rate and cycle time. The results showed a good performance of the method, with up to 26% of gains in the recovery factor regarding the primary recovery, since the application of water injection and gas, individually, was not able to overcome 10 % of gain. The most influential parameter found in the results was the cycle time, with higher recovery factor values obtained with the use of shorter times.porUniversidade Federal do Rio Grande do NortePROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM CIÊNCIA E ENGENHARIA DE PETRÓLEOUFRNBrasilCNPQ::ENGENHARIAS::ENGENHARIA QUIMICA::TECNOLOGIA QUIMICA::PETROLEO E PETROQUIMICARecuperação avançada de petróleoPré-salInjeção alternada de água e gásSimulação de reservatóriosEstudo da injeção de água e gás em um reservatório com características do pré-sal brasileiroinfo:eu-repo/semantics/publishedVersioninfo:eu-repo/semantics/masterThesisinfo:eu-repo/semantics/openAccessreponame:Repositório Institucional da UFRNinstname:Universidade Federal do Rio Grande do Norte (UFRN)instacron:UFRNORIGINALEstudoInjecaoAgua_GuedesJunior_2016.pdfEstudoInjecaoAgua_GuedesJunior_2016.pdfapplication/pdf5928027https://repositorio.ufrn.br/bitstream/123456789/21230/1/EstudoInjecaoAgua_GuedesJunior_2016.pdf80cde8d100be966387db43698350ec71MD51TEXTGilmarAlexandreGuedesJunior_DISSERT.pdf.txtGilmarAlexandreGuedesJunior_DISSERT.pdf.txtExtracted texttext/plain212103https://repositorio.ufrn.br/bitstream/123456789/21230/6/GilmarAlexandreGuedesJunior_DISSERT.pdf.txtae9d7d7078a28d54e3aa8de7e1f4168aMD56EstudoInjecaoAgua_GuedesJunior_2016.pdf.txtEstudoInjecaoAgua_GuedesJunior_2016.pdf.txtExtracted texttext/plain212103https://repositorio.ufrn.br/bitstream/123456789/21230/8/EstudoInjecaoAgua_GuedesJunior_2016.pdf.txtae9d7d7078a28d54e3aa8de7e1f4168aMD58THUMBNAILGilmarAlexandreGuedesJunior_DISSERT.pdf.jpgGilmarAlexandreGuedesJunior_DISSERT.pdf.jpgIM Thumbnailimage/jpeg3312https://repositorio.ufrn.br/bitstream/123456789/21230/7/GilmarAlexandreGuedesJunior_DISSERT.pdf.jpg271eaccc6592968a07c169526e9a803eMD57EstudoInjecaoAgua_GuedesJunior_2016.pdf.jpgEstudoInjecaoAgua_GuedesJunior_2016.pdf.jpgIM Thumbnailimage/jpeg3312https://repositorio.ufrn.br/bitstream/123456789/21230/9/EstudoInjecaoAgua_GuedesJunior_2016.pdf.jpg271eaccc6592968a07c169526e9a803eMD59123456789/212302019-01-29 22:46:26.576oai:https://repositorio.ufrn.br:123456789/21230Repositório de PublicaçõesPUBhttp://repositorio.ufrn.br/oai/opendoar:2019-01-30T01:46:26Repositório Institucional da UFRN - Universidade Federal do Rio Grande do Norte (UFRN)false |
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