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Title: Análise dos processos de injeção contínua de CO2 e água em reservatórios com características do pré-sal.
Other Titles: Analysis of the processes of injecting CO2 and water in reservoir with Brazilian pre salt characteristics.
Authors: Madruga Filho, Ricardo de Castro
Keywords: Injeção de CO2;CO2 flooding;Injeção de água;Water flooding;Pré-sal;Brazilian pre salt;Simulação de reservatórios;Resevoir simulation;Recuperação avançada de petróleo;Enhanced oil recovery;Recuperação especial de petróleo;Improved oil recovery
Issue Date: 22-Nov-2017
Publisher: Universidade Federal do Rio Grande do Norte
Citation: MADRUGA FILHO, Ricardo de Castro. Análise dos processos de injeção contínua de CO2 e água em reservatórios com características do pré-sal. 2017. 56 f. TCC (Graduação) - Curso de Engenharia de Petróleo, Universidade Federal do Rio Grande do Norte, Natal, Brasil, 2017.
Portuguese Abstract: A província do pré-sal é composta por grandes concentrações de óleo leve, de boa qualidade e alto valor comercial, sendo um marco importante nas últimas décadas no Brasil e no mundo. Existem várias técnicas de recuperação do reservatório. A injeção de água é um processo de deslocamento do óleo, bastante utilizada na indústria do petróleo devido sua ampla disponibilidade e baixo custo de operação. A injeção de CO2 pode ser considerada um método miscível, esse processo elimina as tensões interfaciais dos fluidos. Neste trabalho foi feito a análise dos processos de injeção de CO2 e água em reservatórios com características do pré-sal, através da modelagem dos fluidos, simulação do reservatório, perfuração e completação de diversas configurações de poços e uma análise comparativa entre os dois processos, pelo método de simulação numérica no software da CMG, modulo WinProp, Builder, GEM e Results Graphics e 3D. Buscando obter o melhor método de produção, de acordo com o fator de recuperação, analisando as malhas, as vazões de injeção e os canhoneados. Essa pesquisa contribuiu para mostrar que A utilização da produção primaria para o reservatório estudado deu uma resposta de fator de recuperação de 14,11 %, com a aplicação da injeção de água como um método de recuperação alcançou 57,77 %, enquanto que a injeção de CO2 atingiu 94,95 %. Outro fator fundamental é a reutilização de um composto causador de impactos ambientais em um aliado, diminuindo o problema e incrementando a recuperação, simultaneamente.
Abstract: The pre-salt field is composed of large concentrations of light oil, with good quality and high commercial value, being an important historic mark in the last decades in Brazil and in the world. There are several reservoir recovery techniques. Water injection is an oil displacement process, widely used in the oil industry due to its wide availability and low operating cost. CO2 injection could be considered a miscible method, this process eliminates the interfacial tensions of the fluids. In this research the CO2 and water injection processes were performed in reservoirs with pre-salt characteristics, through fluid modeling, reservoir simulation, drilling and completion of several well configurations and a comparative analysis between the two processes, by numerical simulation method in CMG software, WinProp, Builder, GEM and Results Graphics and 3D. Seeking to obtain the best production method, according to the recovery factor, analyzing the injections patterns, the injection rate and the completion. This research contributed to show that the use of primary production to the reservoir studied gave a recovery factor response of 14.11%, with the application of water injection as a recovery method reached 57.77%, while the injection of miscible CO2 reached 94.95%. Another key factor is the reuse of a compound that causes environmental impacts on an ally, reducing the problem and increasing recovery simultaneously.
URI: http://monografias.ufrn.br/jspui/handle/123456789/5220
Other Identifiers: 2016009118
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TCC_2017_Ricardo_de_Castro_Madruga_Filho.pdfMADRUGA FILHO, Ricardo de Castro. Trabalho de Conclusão do Curso. Graduação do Curso de Engenharia de Petróleo. Universidade Federal do Rio Grande do Norte.2.71 MBAdobe PDFThumbnail
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