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Title: Estudo do processo de injeção de C02 e C1 aplicado a um reservatório de óleo leve
Authors: Lopes, Amanda Fraifer Palhano
Keywords: Injeção de CO2, injeção de C1, Fator de recuperação;CO2 flooding, C1 flooding, Oil recovery factor
Issue Date: 23-Nov-2017
Publisher: Universidade Federal do Rio Grande do Norte
Citation: LOPES, Amanda Fraifer Palhano. Estudo do processo de injeção de CO2 e C1 aplicado a um reservatório de óleo leve. 2017. 52 f. TCC (Graduação) - Curso de Engenharia de Petróleo, Universidade Federal do Rio Grande do Norte, Natal, Brasil, 2017.
Portuguese Abstract: Em sua descoberta, os reservatórios de petróleo possuem uma energia própria e logo durante o início de sua vida produtiva conseguem produzir apenas com essa energia inicial. Porém durante o processo de produção ocorre uma perda de massa, a fim de diminuir os efeitos causados por essa perda de energia é necessário utilizar métodos de recuperação suplementar, como a injeção de água e gás que trabalham para restaurar a pressão perdida permitindo que o poço volte a produzir. O CO2 é um dos gases mais utilizado hoje em dia, ele pode, em altas condições de pressão e temperatura, deslocar de forma miscível o óleo presente no reservatório, no entanto, quando submetido a baixas condições de pressão e temperatura, ele desloca o óleo de forma imiscível, reduzindo a viscosidade e as tensões interfaciais. Contudo, o dióxido de carbono pode se tornar corrosivo ao entrar em contado com a água, desta forma é necessário estudar a viabilidade da injeção de outros gases. Foi analisada neste trabalho a injeção de CO2 e de C1 em um reservatório semissintético com características do nordeste brasileiro. A escolha de se testar a injeção do C1 se deu por o metano ser um gás já presente no reservatório sendo de fácil obtenção precisando apenas ser reinjetado. Foi estudado para cada um dos casos o tipo de malha, a zona de completação, a vazão de injeção e a configuração dos poços. A configuração escolhida, tanto para o C1 quanto para o CO2 foi a injeção periférica com quatro poços injetores verticais, cinco produtores verticais e dois produtores horizontais na quarta camada, utilizando uma vazão de injeção de 3.000.000 m³/dia canhoneado na zona de óleo. O fator de recuperação da recuperação primaria foi de 3,6%. Com a injeção de CO2 foi possível aumentar esse resultado para 32,194% e o C1 obteve uma recuperação de 27,16%, sendo viável.
Abstract: The petroleum reservoir hold on its discovery, a self-energy, called primary energy. Therefore, on the beginning of their productive life they are able to produce only with this energy. During the production process, a loss on the reservoir mass occurs, consequently decreasing the ability to produce. In order to reduce the effects caused by this energy loss, it is necessary to use the oil recovery methods. The water and gas injection work to recover the well pressure in order to restore the well productive ability. Nowadays the most wildly use gas is the Carbone dioxin (CO2). This gas can be in high conditions of temperature and pressure miscible with the oil within the reservoir, dislocating it by dissolving itself on it causing the oil to vaporize and inflate. Or immiscible, on low temperature and pressure condition, reducing the oil viscosity and interfacial tension. However, the carbon dioxin can be corrosive when in contact with water. Hence, it is appropriate to study the viability of injecting other kinds of gases. The currently work analysed the injection of CO2 and C1 in a reservoir with characteristics of Brazilian northeast. The C1 was chosen as an injector fluid because it is found on the reservoir needing only to be reinjected. It was analysed for each case, the completion zone, the injection rate e the wells configuration. The chosen configuration was the same for CO2 and C1, and it was the one with peripheral injection, four vertical injector wells, five vertical producers, and two horizontal producer wells. The best injection rate was the 5.000.000 m³/day, injecting completely, until the water zone. The oil recovery factor on the primary recovery was 3,6%. It was possible with the CO2 injection to increase these result to 31,194%. The C1 injection achieved an oil recovery factor of 27.16%, proving its viability.
URI: http://monografias.ufrn.br/jspui/handle/123456789/5201
Other Identifiers: 20150146474
Appears in Collections:Engenharia de Petróleo

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