1. Universidade Federal do Rio Grande do Norte
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Título:	Estudo da injeção de água e CO2 em reservatório carbonático de óleo leve
Autor(es):	Diniz, Anthony Andrey Ramalho
Orientador:	Barillas, Jennys Lourdes Meneses
Palavras-chave:	Simulação numérica de reservatórios;Rochas sedimentares;Óleo leve;Injeção alternada de água e gás;WAG
Data do documento:	10-Ago-2015
Editor:	Universidade Federal do Rio Grande do Norte
Referência:	DINIZ, Anthony Andrey Ramalho. Estudo da injeção de água e CO2 em reservatório carbonático de óleo leve. 2015. 181f. Tese (Doutorado em Ciência e Engenharia de Petróleo) - Centro de Ciências Exatas e da Terra, Universidade Federal do Rio Grande do Norte, Natal, 2015.
Resumo:	Em 2006, a Petrobras anunciou a descoberta do campo de Tupi, na Bacia de Santos, que concentra uma grande quantidade de petróleo abaixo da camada de sal, conhecida como camada pré-sal. Essa descoberta possui grandes volumes de óleo leve (28º a 30º API), com alto conteúdo de gás, próxima aos centros consumidores mais importantes do Sudeste do Brasil e tendo os testes de formação dos primeiros poços apresentado altas vazões, sem indicação de barreiras. Apesar dessa descoberta ser muito importante, a Petrobras e seus parceiros reconhecem que ela representa um cenário desafiador, por estar localizada em torno de 300km da costa, em condições adversas para sua produção. Examinando possíveis métodos de recuperação avançada aplicáveis àquelas condições, considerou-se que a presença de dióxido de carbono (CO2) poderia ser vantajosa, se combinada com a água do mar, no processo de injeção alternada de água e gás (WAG), que passou a ser visto como uma boa opção. Nesse contexto, esta pesquisa teve como objetivo a realização da avaliação de várias técnicas de injeção de CO2 e água, em reservatórios com características do pré-sal brasileiro. Para tanto, foi modelado um óleo leve, semelhante aos óleos encontrados na camada do pré-sal, e um reservatório homogêneo, semissintético, também de características semelhantes aos reservatórios carbonáticos daquela região, produzindo através de uma malha five-spot, em um tempo de projeto de 12 anos. Inicialmente, foram realizados testes injetando apenas água e depois CO2. Com base nesses testes, foram avaliadas quatro variações do WAG, sendo as duas primeiras com injeção alternada dos fluidos e as demais com injeção contínua. Ao final, verificou-se que a injeção alternada de água e gás, iniciada com água, é a opção com maior recuperação de óleo, que alcançou 91,34% no melhor caso. Quando iniciado com injeção de gás, o mesmo processo se torna mais rápido para intervalos mais curtos, mas não resulta na mesma eficiência. Por fim, os processos com injeção contínua apresentam resultados mais rápidos que a injeção individual dos fluidos, mas o resultado final do CO2 é superior.
URI:	https://repositorio.ufrn.br/jspui/handle/123456789/20403
Aparece nas coleções:	PPGCEP - Doutorado em Ciência e Engenharia do Petróleo

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