| DC Field | Value | Language |
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| dc.contributor.advisor | Viana Dutra Junior, Tarcilio | - |
| dc.contributor.author | Hermes, Bernardo | - |
| dc.date.accessioned | 2017-12-11T14:37:17Z | - |
| dc.date.available | 2017-12-11T14:37:17Z | - |
| dc.date.issued | 2017-11-24 | - |
| dc.identifier | 2016009010 | pr_BR |
| dc.identifier.citation | HERMES, Bernardo. Análise de Injeção Alternada de Água e CO2 (WAG-CO2) em reservatórios semelhantes aos do pré-sal brasileiro. 2017.2 f. TCC (Graduação) - Curso de Engenharia de Petróleo, Universidade Federal do Rio Grande do Norte, Natal, Brasil, 2017. | pr_BR |
| dc.identifier.uri | http://monografias.ufrn.br/jspui/handle/123456789/5295 | - |
| dc.description.abstract | The alternating injection of water and carbon dioxide (WAG-CO2) enhanced oil recovery method utilizes the injection of water and gas, normally miscible to improve production and oil recovery factor. With the discovery of reservoirs in Brazilian pre-salt layer with large reserves of light oil volumes (between 28 and 30 ° API), a high volume of gas and containing high CO2 content (8 - 12%), this gas has stood out. This is a challenge for sustainable production, given that it is a greenhouse gas. This study aimed to analyze the WAG-CO2 method compared to the injection of water and the injection of CO2 miscible. The simulation for different models was made through the GEM (Generalized Equation-of-State Model Compositional Reservoir Simulator) CMG (Computer Modeling Group) in computational simulation, modeling a lighter fluid and a reservoir with characteristics similar to Brazilian pre -salt, then different models of injection were simulated changing and adjusting operating parameters such as flow injection, number of wells, order of injection. The results provided a broad view of the behavior of this method and its influence on the oil recovery factor, which showed an increase of approximately eighty percentage points. | pr_BR |
| dc.description.sponsorship | Programa de Recursos Humanos da ANP para o setor de Petróleo e Gás – PRH43 – ANP/MCTI. | pr_BR |
| dc.language | pt_BR | pr_BR |
| dc.publisher | Universidade Federal do Rio Grande do Norte | pr_BR |
| dc.rights | openAccess | pr_BR |
| dc.subject | Reservatório, simulação numérica, injeção de CO2, injeção de água, pré-sal brasileiro, injeção alternada de água e gás (WAG). | pr_BR |
| dc.subject | Reservoir, numerical simulation, CO2 flooding, water flooding, Brazilian Pré-sal, alternating injection of water and gas WAG. | pr_BR |
| dc.title | Análise de injeção alternada de água e CO2 (WAG-CO2) em reservatórios semelhantes aos do pré-sal brasileiro | pr_BR |
| dc.type | bachelorThesis | pr_BR |
| dc.contributor.advisor-co1 | Jennys Lourdes Meneses Barillas | pr_BR |
| dc.contributor.referees1 | Viana Dutra Junior, Tarcilio | - |
| dc.contributor.referees2 | Lourdes Meneses Barillas, Jennys | - |
| dc.description.resumo | A injeção alternada de água e dióxido de carbono (WAG-CO2), método de recuperação avançado de óleo, utiliza da injeção de água e gás, normalmente miscível para proporcionar um aumento na produção e no fator de recuperação do óleo. Com a descoberta dos reservatórios na camada pré-sal brasileira, reservas com grandes volumes de óleo leve (entre 28° a 30° API), com alto volume de gás e contendo alto teor de CO2 (8 - 12%), este gás ganhou destaque. Trata-se de um desafio quanto à produção sustentável, tendo em vista que se trata de um gás de efeito estufa. A presente pesquisa teve como objetivo analisar o método WAG-CO2 em comparação com a injeção de água e a injeção de CO2 miscível. A simulação para diferentes modelos foi feita através do GEM (Generalized Equation-of-State Model Compositional Reservoir Simulator) da CMG (Computer Modelling Group), na simulação computacional, inicialmente foi feita a modelagem de um fluido leve e um reservatório com características semelhantes ao do pré-sal brasileiro, em seguida foram simulados diferentes modelos de injeção modificando e ajustando parâmetros operacionais, tais como vazão de injeção, quantidade de poços e ordem de injeção. Os resultados proporcionaram uma visão ampla do comportamento deste método e sua influência sobre o fator de recuperação do óleo, que apresentou um aumento de, aproximadamente, oitenta pontos percentuais. | pr_BR |
| dc.publisher.country | Brasil | pr_BR |
| dc.publisher.department | NGENHARIA DE PETRÓLEO/CT - NATAL - BACHARELADO - MTN | pr_BR |
| dc.publisher.initials | UFRN | pr_BR |
| dc.contributor.referees3 | de Lourdes Souto de Moura, Allene | - |
| Appears in Collections: | Engenharia de Petróleo
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