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UNIVERSIDADE FEDERAL DA PARÁ CAMPUS UNIVERSITÁRIO DE SALINÓPOLIS ENGENHARIA DE EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃO DE PETRÓLEO Disciplina: Escoamento Multifásico Professor: Cláudio Lucas Sobre reservatórios de petróleo e propriedades dos fluidos 1. (0,25) Identifique cada tipo de reservatório como de gás seco, gás úmido e óleo subsaturado. ________________ _________________ _______________ 2. (0,25) Para um reservatório de óleo subsaturado, a partir de qual pressão ocorre a presença de fluxo multifásico? E no caso de um reservatório de gás? 3. (0,25) Qual o comportamento da viscosidade dos fluidos com o aumento da temperatura? 4. (0,25) Qual o comportamento da densidade dos fluidos com o aumento da pressão e qual a intensidade da influência? Sobre a equação de queda de pressão por unidade de comprimento 5. (0,5) Qual a equação principal da queda de pressão por comprimento e o que significa cada termo da equação dessa equação. 6. (1,0) Deduza a equação de queda de pressão por comprimento para fluidos compressíveis (gases). Questão de aplicação 7. (2,5) Um poço de pré-sal, apresenta o seguinte perfil estratigráfico e gráfico de geopressões: 8 9 10 11 12 13 14 15 0 -1,000 -2,000 -3,000 -4,000 -5,000 gporos (ppg) gfratura (ppg) gsobrecarga (ppg) O poço é vertical as profundidades estão em metros. Este poço receberá um tratamento de estimulação ácida com HCl 15% realizada por injeção direta sem retorno (bullheading) sem que a formação seja fraturada, logo é muito importante manter a pressão de fundo (Pw) abaixo da pressão de fratura (Pfr) pelo controle da vazão aplicada durante a operação (Q). Apesar de o foco estar em Pw, não temos manômetros em subsuperfície nos obrigando a fazer o monitoramento através do manômetro em superfície (Ps). O índice de injetividade da formação (II) mede a capacidade de injeção de um fluido em uma formação e é dado pela equação: Onde: Q é vazão, Pw é pressão no poço durante o fluxo e Pe é a pressão estática do reservatório que pode ser aproximada pela pressão de poros (Pp). O II pode ser obtido através do teste de injetividade realizado com um fluido de completação chamado CAMAI e ao se conhecer II é possível calcular qual a pressão e vazão máxima durante a operação de acidificação com HCl 15%. As operações de teste de injetividade e de acidificação serão realizadas nesse poço através de “flextubo” inserido pelo “injetor” dentro de uma coluna de trabalho, a qual em seu anular formado com o revestimento isolado por um packer, conforme a figura abaixo. Dados: Flextubo: DE= 2 7/8 in / DI= 0,063 m), e = 0,0000254 m CAMAI: 1200 kg/m3 e 2,0 mPa.s HCl 15%: 1044 kg/m3 e 2,0 mPa.s Considerar nos cálculos a profundidade de 4800 m. Considerar que a variação de viscosidade e densidade dos fluidos como depressível com a pressão e temperatura. Considerar que o índice de injetividade (II) para o CAMAI e HCl 15% são os mesmos. a) (0,25) Qual a pressão de fratura no objetivo principal, em MPa? b) (0,25) Qual a pressão de poros no objetivo principal, MPa? c) (1,0) Qual o Índice de Injetividade, em m3/s.MPa, sabendo que o teste de injetividade foi feito com 0,0132 m3/s e a pressão de superfície foi de 19,3MPa? d) (0,5) Qual a vazão máxima, em superfície, durante a operação de acidificação com HCl 15%, em m3/s? e) (0,5) Qual a pressão máxima, em superfície, durante a injeção de ácido, em MPa? Fatores de conversão 8,33 ppg = 1000 kg/m3 101325 Pa = 14,7 psi 1 MPa = 106 Pa 1 mPa.s = 10-3 Pa.s
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