[pt] Após uma jazida de petróleo ser encontrada, a produção de óleo ou gás é feita
através de um poço produtor que é perfurado até atingir as camadas de rocha onde
os hidrocarbonetos estão alojados. Com a constante produção, a pressão de
reservatório decresce até atingir um nível que é insuficiente para o aproveitamento
econômico. Geralmente, utiliza-se a injeção de água para manter o nível de pressão
do reservatório. Nos estudos de um reservatório de petróleo é fundamental o
conhecimento de propriedades básicas da rocha e dos fluidos nela contidos. São
essas propriedades que determinam as quantidades de fluidos existentes no meio
poroso, a sua distribuição, a capacidade desses fluidos se moverem e, mais
importante, a quantidade de fluidos que pode ser extraída. Através do método
convencional de injeção de água objetiva-se a manutenção da pressão do
reservatório e o deslocamento de óleo em direção aos poços produtores. A água
(fluido deslocante) tende a ocupar gradualmente o espaço antes ocupado pelo óleo
(fluido deslocado), contudo, por efeitos capilares, uma parcela do óleo não é
retirada do meio poroso configurando o que chamamos óleo residual. Em função
da razão de mobilidade da água e do óleo, a frente de deslocamento não é uniforme,
e um grande volume do reservatório não é atingido pela água de injeção. A adição
de polímero à água de injeção visa o aumento da viscosidade da água, e assim,
melhorar a razão de mobilidade água-óleo, aumentando a eficiência de varrido uma
vez que uniformiza a frente de avanço, reduzindo a formação de caminhos
preferenciais no reservatório. Além de diminuir a razão de mobilidade, soluções
poliméricas podem contribuir para um melhor deslocamento de óleo em escala de
poro, a partir de seu efeito elástico, reduzindo, portanto, a saturação de óleo
residual. Contudo, tal mecanismo em micro-escala, ou seja, em escala de poro não
é totalmente compreendido. O presente trabalho preocupa-se principalmente em
analisar o fator de recuperação do óleo e saturação de óleo residual após processo
de deslocamento de óleo por água salgada, solução polimérica de poliacrilamida
parcialmente hidrolisada (HPAM) e solução de glicerina em testemunhos de
Arenito Bentheimer. Um porta-testemunho especial foi utilizado para a realização
dos testes de deslocamento, sendo monitoradas a variação de pressão ao longo da
amostra, além dos volumes de injeção e produção de fluidos em função do tempo. / [en] After an oil deposit is found, oil or gas is produced through a production well
that is drilled until it reaches the rock layers where the hydrocarbons are housed.
With constant oil production, the reservoir pressure decreases until it reaches a level
that is insufficient for economic use. Water injection is generally used to maintain
the reservoir pressure level. It is essential to know the basic rock and fluid properties
to study an oil reservoir. These properties determine the volume of fluids in the
porous medium, their distribution, the ability of these fluids to move, and most
importantly, the volume of fluids that can be extracted. The conventional water
injection method aims to maintain the reservoir pressure and the oil displacement
towards the producing wells. Water (displacing fluid) tends to gradually occupy the
space previously occupied by oil (displaced fluid), however, due to capillary
effects, an oil portion is not removed from the porous medium, configuring what
we call residual oil. Because of the water-oil mobility ratio, the displacement front
is not uniform and a large volume of the reservoir is not reached by the injection
water. Polymer addition in the injection water aims at increasing water viscosity,
and thus, improving the water-oil mobility ratio, increasing the sweeping efficiency
since it unifies the advance front, reducing the formation of preferential paths in the
reservoir. Besides reducing the mobility ratio, polymeric solutions can contribute
to a better oil displacement in pore-scale, based on its elastic effect, reducing
residual oil saturation. However, this mechanism is not fully understood in the
micro-scale. The present work is concerned with analyzing oil recovery factor and
residual oil saturation after the oil displacement process by saltwater, polymeric
solution of partially hydrolyzed polyacrylamide (HPAM), and glycerin solution in
sandstone Bentheimer samples. A special core holder was used to displacement
tests, the injection differential pressure on the sample was monitored, in addition to
the injection volumes and production volume as a function of time.
| Identifer | oai:union.ndltd.org:puc-rio.br/oai:MAXWELL.puc-rio.br:57247 |
| Date | 31 January 2022 |
| Creators | ADEMIR FREIRE DE MEDEIROS |
| Contributors | MARCIO DA SILVEIRA CARVALHO |
| Publisher | MAXWELL |
| Source Sets | PUC Rio |
| Language | Portuguese |
| Detected Language | Portuguese |
| Type | TEXTO |
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