Estudo do processo de injeção de CO2 e C1 aplicado a um reservatório de óleo leve.
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...
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| Autor principal: | |
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| Outros Autores: | |
| Formato: | bachelorThesis |
| Idioma: | pt_BR |
| Publicado em: |
Universidade Federal do Rio Grande do Norte
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| Assuntos: | |
| Endereço do item: | https://repositorio.ufrn.br/handle/123456789/39528 |
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| 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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