Um reservatório está sendo produzido utilizando sua energia natural e a malha matriz do reservatório consiste em 5 poços produtores verticais. O óleo dentro do reservatório se encontra numa temperatura inicial de 41°C, possui uma razão de solubilidade de 10 m³STD/m³STD, viscosidade de 5.000 cP na temperatura inicial, permeabilidade horizontal média de 1000 mD, porosidade de 20% e uma saturação de água conata de 28%. Após um ano, verificou-se que a produção tem sido muito baixa. O engenheiro de campo propôs um método avançado de recuperação, decidindo transformar um dos poços em injetor e deixando 4 poços como produtores, com base na experiência em outros campos nos quais ele trabalhou. Com base nessas informações, o método de recuperação recomendado para aumentar eficientemente a recuperação de óleo deve ser a injeção

O engenheiro precisa calcular os volumes originais do gás e do óleo e, para isso, solicita ao técnico que apresente os resultados do fator volume de formação do óleo (cm³ / cm³STD) na pressão de saturação e a razão de solubilidade inicial do gás (cm³STD / cm³STD). Após o cálculo, o técnico encontrou os valores de

Um reservatório de óleo subsaturado na área do RN, com volume poroso de 5.000.000 m³, está sendo produzido naturalmente. A produção acumulada de óleo, em 5 anos, corresponde a 375.000 m³std, o valor da pressão do reservatório medida nesse tempo foi de 20,0 kgf/cm² e a saturação da água conata no reservatório foi calculada em 0,25. Na época da descoberta, foi realizada uma análise do óleo e medido um fator volume de formação do óleo de 1,25. Com base nessas informações, o engenheiro encontrou uma fração recuperada, em relação ao óleo original, no campo de

Foi encontrada uma jazida de gás no Norte do Brasil, numa temperatura de 60°C e pressão de 50,0 atm. A condição inicial do gás, num diagrama Pressão x Temperatura, está à direita da tangente vertical (cricondenterma) da curva de pontos de orvalho. O gás produzido foi levado para o separador onde verificou-se que, na condição de superfície (1 atm, 25°C), os hidrocarbonetos apresentavam uma porcentagem volumétrica de 90% na fase gasosa, e 10% na fase líquida. Nesse caso, a literatura indica que se trata de um reservatório de gás

Nesse caso, o estagiário também calculou o volume original de óleo na condição de reservatório que resultou em

Em relação a esse caso, calculou-se que o valor da saturação da água no sistema é

Técnicos de uma empresa de petróleo planejam realizar a perfuração de um poço de petróleo em um reservatório com alta pressão e alta temperatura (HPHT), e que tem regiões argilosas e plásticas em muitas camadas. Para tanto, foram testadas diferentes bases de fluidos de perfuração com a finalidade de se conhecer qual seria o mais apropriado, tecnicamente, para o caso em questão. Findos os teste, concluiu-se corretamente pela recomendação do uso de um fluido à base de

Foi realizada a perfuração de um poço para extrair petróleo na região de Canto do Amaro/RN. Nessa operação, foi testado um novo fluido de perfuração, fabricado por um laboratório novo no mercado. Durante o processo de perfuração com o novo fluido, houve um colapso das paredes do reservatório e foi perdida uma das ferramentas de perfuração. Os engenheiros enviaram uma amostra do fluido para um laboratório com experiência em fluidos de perfuração. O resultado da análise realizada pelo laboratório indicou que o principal motivo para o colapso das paredes do reservatório foi relacionado ao fluido de perfuração que apresentou