Banca de DEFESA: LUISA LARROUDÉ OLIVIERI SETARO

Uma banca de DEFESA de MESTRADO foi cadastrada pelo programa.
DISCENTE : LUISA LARROUDÉ OLIVIERI SETARO
DATA : 03/06/2022
HORA: 14:00
LOCAL: videoconferência na plataforma RNP (sala PEI-UFBA)
TÍTULO:

SIMULAÇÃO DA INJEÇÃO ALTERNADA DE CO2 E SALMOURA EM RESERVATÓRIOS DE PETRÓLEO: EFEITO DA DENSIDADE DAS FASES NO FATOR DE RECUPERAÇÃO DE ÓLEO

PALAVRAS-CHAVES:

densidade das fases, solubilidade do CO2, viscosidade das fases, injeção de CO2, injeção de salmoura, recuperação avançada de petróleo

PÁGINAS: 243
RESUMO:

A densidade das fases oleosa, aquosa e gasosa em reservatórios de petróleo é uma propriedade chave para compreender os fenômenos e mecanismos que regem a recuperação do óleo, além de outras propriedades relacionadas, como solubilidade do CO2 e viscosidade das fases. Nesta dissertação, foi avaliado o comportamento da densidade, viscosidade e solubilidade de CO2 nas fases através da simulação da recuperação de óleo por injeção alternada, ou não, de CO2, água de alta salinidade (HSW) e baixa salinidade (LSW). Por meio do módulo GEM, do simulador composicional da Computer Modeling Group (CMG, Canadá), fez-se a avaliação dos efeitos destas três propriedades, com ênfase na densidade, sobre o fator de recuperação de óleo, ao longo do tempo e variando-se a posição na malha de simulação, considerando-se apenas os efeitos físicos, ou seja, os efeitos geoquímicos foram ignorados. A simulação foi realizada utilizando dados da literatura tanto do óleo como do reservatório com a equação de estado cúbica de Peng-Robinson (PR) para cada uma das injeções analisadas. Considerou-se a baixa salinidade igual a 5.000 ppm e a alta salinidade igual a 50.000 ppm. A temperatura do reservatório foi mantida constante em 71,1ºC e o período de simulação foi de 5 anos. Os resultados obtidos no módulo GEM para a densidade da fase aquosa foram comparados com os calculados por correlações empíricas. Observou-se que a injeção alternada de CO2 e água de alta salinidade (CO2HSWAG) e a injeção alternada de CO2 e água de baixa salinidade (CO2LSWAG) apresentam os fatores de recuperação próximos (diferença de 0,25% entre as duas injeções), e os mais elevados encontrados nesta dissertação: 53,07% e 52,84%, respectivamente. Isto é devido a desconsideração dos efeitos geoquímicos bem como a maior aproximação entre a densidade das fases (óleo, água e gás). A injeção de CO2WAG obteve um fator de recuperação de 52,82% e a de CO2 foi 52,18%. Já as injeções de HSW, LSW e H2O apresentaram um fator de recuperação muito próximo (diferença máxima entre eles de 0,05%), sendo, aproximadamente, 39,60%.

MEMBROS DA BANCA:
Presidente - 1523793 - SILVIO ALEXANDRE BEISL VIEIRA DE MELO
Externo à Instituição - Hosiberto Batista de SantŽAna
Externo à Instituição - FABIO PEDRO DO NASCIMENTO
Externo à Instituição - FERNANDO LUIZ PELLEGRINI PESSOA - Senai