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https://repositorio.ufrn.br/handle/123456789/21230| Título: | Estudo da injeção de água e gás em um reservatório com características do pré-sal brasileiro |
| Autor(es): | Guedes Júnior, Gilmar Alexandre |
| Orientador: | Barillas, Jennys Lourdes Meneses |
| Palavras-chave: | Recuperação avançada de petróleo;Pré-sal;Injeção alternada de água e gás;Simulação de reservatórios |
| Data do documento: | 29-Abr-2016 |
| Editor: | Universidade Federal do Rio Grande do Norte |
| Referência: | GUEDES JÚNIOR, Gilmar Alexandre. Estudo da injeção de água e gás em um reservatório com características do pré-sal brasileiro. 2016. 120f. Dissertação (Mestrado em Ciência e Engenharia de Petróleo) - Centro de Ciências Exatas e da Terra, Universidade Federal do Rio Grande do Norte, Natal, 2016. |
| 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. |
| Abstract: | 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. |
| URI: | https://repositorio.ufrn.br/jspui/handle/123456789/21230 |
| Aparece nas coleções: | PPGCEP - Mestrado em Ciência e Engenharia do Petróleo |
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