Estudo do processo de injeção de CO2 e C1 aplicado a um reservatório de óleo leve.
| dc.contributor.advisor | Barillas, Jennys Lourdes Meneses | |
| dc.contributor.author | Cavalcante, Diego Bruno de Souza | |
| dc.contributor.referees1 | Barillas, Jennys Lourdes Meneses | |
| dc.contributor.referees2 | Praxedes, Tayllandya Suelly | |
| dc.contributor.referees3 | Rocha, Mirella Lopes da | |
| dc.date.accessioned | 2016-12-08T12:23:05Z | |
| dc.date.accessioned | 2021-09-27T14:51:07Z | |
| dc.date.available | 2016-12-08T12:23:05Z | |
| dc.date.available | 2021-09-27T14:51:07Z | |
| dc.date.issued | 2016-12-01 | |
| dc.description.resumo | Inicialmente, um reservatório de petróleo possui uma energia inicial comumente chamada de energia primária. Na medida que a produção ocorre, essa energia vai se dissipando consequentemente diminuindo a produção. Métodos de recuperação secundária são métodos convencionais que realizam a manutenção da pressão do reservatório através da injeção imiscível de água ou gás, com intuito de suprir essa depleção da pressão melhorando a produção. O gás mais utilizado nesse método é o dióxido de carbono, porém esse gás se torna altamente corrosivo ao entrar em contato com a água, com isso estudos com outros gases como fluido injetor podem ser realizados. A partir de um modelo de um reservatório anticlinal com características da bacia do nordeste brasileiro, foi realizado um estudo para a injeção imiscível de CO2 e C1 a fim de constatar qual seria a configuração e/ou parâmetros operacionais com melhor desempenho na produção na utilização desse método, além de saber se é viável utilização do C1 como fluido injetor. Para a realização do estudo, foram realizadas simulações no software GEM do grupo CMG. As variáveis do trabalho foram: Distribuição dos poços, vazão de injeção, configuração dos poços produtores (vertical ou horizontal) e a posição do canhoneado dos poços injetores. O sistema que apresentou o melhor desempenho foram 4 malhas de five-spot normal, com vazão de injeção de 1.000.000 m³STD/dia, tanto para injeção de CO2 quanto para injeção de C1, com poços produtores na horizontal e com injetores canhoneado no fundo do reservatório que proporcionou um incremento 25 vezes a produção em relação a recuperação primária. Com a injeção de C1 houve um aumento na produção de aproximadamente 22 vezes em relação a recuperação primária. Por tanto, apesar da recuperação com injeção de C1 ter sido menor que a de CO2, ocorreu um aumento na produção sendo viável a utilização de C1 como fluido injetor. | pr_BR |
| dc.identifier | 2015008967 | pr_BR |
| dc.identifier.citation | CAVALCANTE, Diego Bruno de Souza. Estudo do processo de injeção de CO2 e C1 aplicado a um reservatório de óleo leve. 2016. 61 f. TCC (Graduação) - Curso de Engenharia de Petróleo, Universidade Federal do Rio Grande do Norte, Natal, 2016. | pr_BR |
| dc.identifier.uri | https://repositorio.ufrn.br/handle/123456789/39528 | |
| dc.language | pt_BR | pr_BR |
| dc.publisher | Universidade Federal do Rio Grande do Norte | pr_BR |
| dc.publisher.country | Brasil | pr_BR |
| dc.publisher.department | Engenharia de Petróleo | pr_BR |
| dc.publisher.initials | UFRN | pr_BR |
| dc.rights | openAccess | pr_BR |
| dc.rights.uri | An error occurred getting the license - uri. | * |
| dc.subject | Injeção imiscível de CO2; Injeção de C1; Fator de recuperação | pr_BR |
| dc.title | Estudo do processo de injeção de CO2 e C1 aplicado a um reservatório de óleo leve. | pr_BR |
| dc.title.alternative | Study of the CO2 and C1 injection process applied to a light oil reservoir. | pr_BR |
| dc.type | bachelorThesis | pr_BR |
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