Navegando por Autor "Ruiz, Cindy Pamela Aguirre"
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Dissertação Estudo comparativo da injeção de água usando poços verticais e horizontais(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2012-02-17) Ruiz, Cindy Pamela Aguirre; Barillas, Jennys Lourdes Meneses; ; http://lattes.cnpq.br/4637897380055777; ; http://lattes.cnpq.br/8733212181646756; Dutra Júnior, Tarcilio Viana; ; http://buscatextual.cnpq.br/buscatextual/visualizacv.do?id=K4706483T3; Mata, Wilson da; ; http://buscatextual.cnpq.br/buscatextual/visualizacv.do?id=K4781404Z6; Lima, Antônio Gilson Barbosa de; ; http://lattes.cnpq.br/4527387699298544A recuperação de óleo com injeção de água tem sido até agora o método mais aplicado no mundo inteiro, principalmente para a recuperação de óleos leves; o sucesso deve-se aos baixos custos envolvidos e a facilidade de injeção. O método Toe-to-Heel Waterflooding TTHWTM utiliza uma configuração de poços injetores verticais completados no fundo do reservatório e poços produtores horizontais completados no topo. O mecanismo de produção principal é a segregação gravitacional em distâncias curtas. Este método tem sido estudado desde o início dos anos 90 e tem sido aplicado no Canadá com resultados positivos para óleos levemente pesados, no entanto o método ainda não tem sido utilizado no Brasil. Para verificar a aplicabilidade do processo no Brasil foi realizado um estudo de simulação em reservatórios de óleo leve com características do Nordeste Brasileiro. O objetivo da pesquisa foi analisar quais os fatores operacionais que podem influenciar no processo. As simulações foram realizadas utilizando o módulo STARS da Computer Modelling Group , com o objetivo de realizar estudos de métodos de recuperação avançada de óleo. Os resultados obtidos neste trabalho mostraram que a configuração de poços aplicada para este caso apresentou uma leve melhora em relação à configuração convencional de 5 pontos (5-Spot) em termos de fator de recuperação, no entanto, apresentou menores resultados na avaliação econômicaTese Recuperação avançada de petróleo através da injeção de soluções químicas aquosas ASP (álcali, surfactante, polímero)(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2017-03-13) Ruiz, Cindy Pamela Aguirre; Barillas, Jennys Lourdes Meneses; http://lattes.cnpq.br/4637897380055777; http://lattes.cnpq.br/8733212181646756; Dutra Júnior, Tarcilio Viana; Rodrigues, Marcos Allyson Felipe; Araújo, Edson de Andrade; Medeiros, Elthon John Rodrigues deOs métodos químicos de recuperação de petróleo têm se mostrado efetivos em muitos casos devido ao aumento dos volumes de óleo adicionais que são produzidos devido a eles, porém, os ganhos econômicos devem acompanhar tal efetividade levando em conta que o desenvolvimento de tais projetos se baseia nessa informação. O uso dos métodos de recuperação avançada geralmente acontece após métodos convencionais como a injeção de gás e, principalmente, a de água, que ainda é utilizada em alguns campos do nordeste Brasileiro. Assim, este trabalho teve por objetivo principal simular e analisar a injeção de soluções químicas aquosas (polímero, álcali e surfactante) em um reservatório com características similares ao do nordeste do Brasil através das ferramentas da Computer Modelling Group (CMG). A análise desse campo foi feita em função da produção de óleo, sendo acompanhada de uma análise econômica, VPL. A metodologia do estudo incluiu a injeção de polímero, álcali e surfactante de forma separada e combinada dos produtos, sendo eles injetados tanto desde o início da vida produtiva do reservatório, quanto após a injeção de água (quando a produção de água atingiu um corte de água equivalente a 90%). Além disso, se levou em conta a variação do preço internacional do barril de petróleo (3 preços diferentes, 50, 75 e 100 US$ por barril) para realizar o estudo econômico através do critério VPL. Os resultados mostraram que a injeção de soluções químicas aquosas, em termos de produção de óleo e comparada com o método convencional de injeção de água, pode ser superior dependendo de fatores operacionais como o tipo de produto químico, da vazão de fluido injetado e do tempo de início do processo durante a vida produtiva do reservatório. A combinação ASP mostrou-se como a mais favorável, tanto desde o ponto de vista da produção quanto do critério VPL.