[pt] Este trabalho trata do problema de entupimento de rochas provocado pela injeção de água contendo partículas sólidas. O efeito da redução de permeabilidade e conseqüente perda de injetividade da rocha é analisada através da interpretação de ensaios unidimensionais de fluxo obtidos da literatura e simulados por um programa computacional desenvolvido nesta dissertação. O programa baseia-se no modelo de Pang e Sharma (1994) de perda de injetividade, escolhido dentre um conjunto de modelos pesquisados, e contempla o processo de entupimento devido à formação de camada de filtro interno e/ou externo, onde é introduzido o conceito de tempo de transição. Nesta formulação utilizam-se também dois importantes parâmetros: lambda , definido como coeficiente de filtração, e beta , fator de dano, podendo estes ser determinados por ensaios ou por correlações empíricas. Uma nova teoria de Bredrikovetsky (2001) que sugere o cálculo de ambos parâmetros por dados de pressão também é empregada. Com o objetivo de validar o modelo e o programa, apresenta-se um estudo paramétrico cujas informações podem ser utilizadas na previsão do comportamento de poços injetores. / [en] This work deals with the impairment of rocks subjected to the injection of water with solid particles in suspension. The effect of the permeability reduction and consequent loss in rock injectivity is analyzed by the interpretation of core flow tests, previously reported, and simulated by using a computational program developed for this research. The program is based on the Pang and Sharmas model (1994) for the prediction of injectivity decline, chosen amongst a set of existing models, and contemplates the process of impairment due the formation of an external and/or an internal filter cake, where the concept of transition time is introduced. The formulation also uses two important parameters: lambda, defined as filtration coefficient, and beta, damage factor, which can be determined by test data or empirical correlations. A new theory of Bredrikovetsky (2001) that suggests the calculation of both parameters for pressure data is used. With the objective to validate the model and the program, a parametric study is presented whose information can be used in the prediction of the behavior of the injection wells.

[pt] A eficiência do processo de injeção de água, o método de recuperação secundária mais comum na indústria do petróleo, é limitada por seu padrão de varredura não uniforme, originado da formação de caminhos preferenciais devido à alta razão de mobilidade entre água e óleo, e a elevada saturação de óleo residual, associada aos efeitos capilares. A fim de melhorar a recuperação de petróleo, diferentes abordagens têm sido sugeridas na literatura, com algumas delas baseadas no bloqueio de poros e consequente desvio de água, varrendo assim uma área maior do reservatório e deslocando mais do óleo aprisionado por capilaridade. O bloqueio de poros pode ser realizado com diferentes métodos, sendo um deles a injeção de emulsão, com a fase dispersa, composta por gotas de óleo, atuando como o agente responsável pela diminuição da mobilidade da fase aquosa. Neste trabalho, os mecanismos fundamentais do processo de injeção de emulsão foram estudados experimentalmente, visualizando-se o escoamento em escala de poros em um dispositivo micro-fluídico de vidro composto por uma rede de canais constritos, que modela as principais características de um meio poroso. Os resultados mostram o efeito do tamanho da gota e do número de capilaridade no padrão do escoamento, no tamanho dos gânglios do óleo aprisionado e na recuperação de óleo residual. / [en] The efficiency of water flooding, the most common secondary recovery method in the oil industry, is limited by its non-uniform sweep pattern, originating from the formation of preferential paths because of the high mobility ratio between water and oil, and the high residual oil saturation, associated with capillary oil trapping. In order to improve oil recovery, different approaches have been suggested in the literature, with some of them based on pore blocking and consequent water diversion, thus sweeping a bigger area of the reservoir and displacing more of the trapped oil. Pore blockage can be performed with different methods, one of which is emulsion flooding, with the disperse phase, composed by oil drops, acting as the agent responsible for the decreased water phase mobility. In this work, the fundamental mechanisms of emulsion flooding process was studied experimentally, by visualizing the pore-scale flow in a glass microfluidic device composed of a network of constricted channels, that models the main features of a porous media. The results show the effect of drop size and capillary number on the flow pattern, trapped oil ganglia size and residual oil recovery.

[pt] O presente trabalho apresenta um estudo paramétrico de alguns fatores intervenientes no processo de entupimento de formações rochosas por sólidos em suspensão, sob injeção de água. Primeiramente se fez uma revisão das formulações mais comumente utilizadas em se tratando de modelos de redução de permeabilidade na literatura técnica especializada. Em seguida, a partir de dois simuladores numéricos, executou- se vários casos de injeção de água,e tais resultados foram comparados entre si e comentários foram feitos a respeito da validade das informações por eles fornecidas. Uma campanha de ensaios foi executada de forma a avaliar alguns parâmetros intervenientes na retenção de partículas em suspensão quando injetadas em um meio poroso, como a rocha. Inicialmente foi feita uma revisão bibliográfica sobre ensaios de injeção já realizados em diversos centros de pesquisas do mundo. Os resultados desses experimentos de injeção, conjugados a análises complementares de microscopia eletrônica, fornecem informações bastantes úteis para determinados aspectos a serem considerados na execução de injeção de água produzida em poços offshore. / [en] The present work presents a parametric study of some intervening factors in the blockage process of rocky formations for solids in suspension, under injection of water.Firstly it was made a review in the specialized technical literature on the formulations more commonly used for modelling the permeability reduction. Next, using two numeric simulators, several examples of water injection were executed, and the results were compared amongst each other. A series of laboratory tests was performed in order to evaluate some intervening parameters in the retention of particles in suspension when injected in a porous medium. Initially it was made a bibliographical review on injection tests carried out in several research centers of the world. The results of the injection experiments, with associated analyses of electronic microscopy, were able to supply useful information for certain aspects to be considered when injecting produced water in offshore wells.

[pt] Todos os reservatórios de petróleo apresentam algum grau de fraturamento. Muitas vezes, a presença de fraturas afeta de forma significativa o fluxo dos fluidos nele contidos, seja por incrementarem a permeabilidade do meio, criando caminhos preferenciais de escoamento, seja por imporem algum tipo de barreira ao fluxo. Quando submetidos à injeção de água, reservatórios naturalmente fraturados podem apresentar graves problemas de produção prematura de água e baixíssimas eficiências de varrido. Os estudos realizados neste trabalho procuraram contribuir para o melhor entendimento dos processos de recuperação envolvidos na produção de reservatórios fraturados, bem como o impacto de cada um dos principais parâmetros que condicionam o fluxo no meio poroso fraturado. Foi realizada, ainda, uma análise de possíveis estratégias de drenagem para esse tipo de reservatório. Por fim, foram realizadas simulações para estudar possíveis ganhos da injeção de emulsão de óleo em água, como método de recuperação, em comparação com a injeção de água. / [en] All oil reservoirs have some degree of fracturing. Often, the presence of fractures affects significantly the flow of the fluids contained in the reservoir, increasing the permeability and creating preferential flow paths or by imposing some barrier to the flow. When subjected to waterflooding, naturally fractured reservoirs may have serious problems like early production of water or very low swept efficiencies. The analyses conducted in this study contemplated the understanding of recovery processes involved in the production of fractured reservoirs and the impact of each of the main parameters that influence the flow in fractured porous media. Also, an analysis of possible draining strategies for this type of reservoir was performed. Finally, simulations were performed to study the possible gains of emulsion injection, as a recovery method, compared with water injection.

[pt] O alto forno é um reator metalúrgico cujo objetivo consiste na produção de ferro-gusa. O consumo de combustível/redutor no processo de redução de minério de ferro em altos fornos, representa mais de 50 por cento do custo do gusa. No sentido de aumentar a produtividade e reduzir o consumo de combustível/redutor são empregadas técnicas de injeção de combustíveis auxiliares pelas ventaneiras dos altos fornos. A combustão de gás natural (GN) injetado nas ventaneiras produz grande quantidade de hidrogênio, esse gás é melhor redutor se comparado ao monóxido de carbono, pois ele possui velocidade de reação maior com os óxidos de ferro e, além disso, a geração de CO2 no processo de redução é diminuída quando comparado ao uso do carvão pulverizado (PCI), que é atualmente o material de injeção mais usado no Brasil. Este trabalho propõe a simulação da combustão de GN injetado pelas ventaneiras de um alto forno, utilizando o software CHEMKIN. As simulações provenientes deste software são amplamente utilizadas para otimização da combustão, sendo possível explorar rapidamente o impacto das variáveis de projeto sobre o desempenho do processo. Os resultados provenientes dessa simulação computacional em condições típicas de alto forno permitiram a previsão da temperatura de chama adiabática e a quantificação dos gases redutores de óxidos de ferro: H2 e CO. A partir da variação dos parâmetros de processo foi possível obter resultados úteis para a tomada de decisão, visando controlar e otimizar o processo. / [en] The blast furnace is a metallurgical reactor whose goal is to produce pig iron. The fuel / reductant in the reduction of iron ore in the blast furnace process, represents more than 50 percent of the cost of the iron. In order to increase the productivity of the blast furnace and reduce fuel consumption / reducer injection techniques are employed by tuyeres of materials that act as fuel / reducer. The combustion of natural gas injected into the tuyeres produces large amounts of hydrogen, which replaces part of the carbon monoxide as reducing gas in the tank. The hydrogen gas is better compared to the reductant carbon monoxide, because it has reaction rate with the iron oxides and, moreover, the CO2 generation in the process of reduction is decreased when compared to the use of pulverized coal (PCI), which is currently the material most commonly used injection by tuyeres in Brazil. This paper proposes the simulation of combustion of natural gas injected into the tuyeres of a blast furnace, using the CHEMKIN software package. Simulations from this software are widely used for optimization of combustion, which can quickly explore the impact of design variables on the performance of the process, using accurate models of chemical kinetics. The computer simulation results from the combustion of natural gas at typical conditions of blast furnaces allowed the prediction of the adiabatic flame temperature and the reaching of the reducing gases of iron oxides: H2 and CO. From the variation of process parameters was possible to obtain useful results in order to control and optimize the process.

[pt] As interações óleo/água/rocha podem ter grande influência no deslocamento do óleo em um reservatório. As forças capilares, responsáveis em parte pela retenção de óleo, são um dos parâmetros que podem ser alterados buscando a optimização do processo. Durante um processo de injeção de água, as altas tensões interfaciais água-óleo diminuem a capacidade de escoamento do óleo e deixam altas saturações deste em forma de glóbulos imóveis e desconectados, nas regiões já contatadas pelo fluido injetado. Com a injeção de surfactante, a tensão interfacial diminui e consequentemente as forças necessárias para mobilizar glóbulos de óleo. No entanto, a interação da salinidade com a solução de surfactante pode trazer importantes efeitos no escoamento bifásico dentro do meio poroso. O objetivo deste trabalho é estudar o efeito da salinidade da água e concentração de surfactante em um processo de deslocamento de óleo. Neste estudo, foram realizados testes de deslocamento em amostras de arenito de Bentheimer de alta permeabilidade, para soluções salinas com e sem surfactante não iónico Álcool Laurílico Etoxilado- 8EO (L80), submetidos a uma temperatura de 40 graus celsius. As saturações residuais bem como as permeabilidades efetivas das fases ao final do processo de embebição e drenagem foram medidas para as diferentes soluções aquosas. Os resultados obtidos mostram a variação na eficiência do processo de deslocamento, influenciada principalmente pelo comportamento de fases, a tensão interfacial, concentração de eletrólitos em solução (salinidade), e a formação de emulsão durante o escoamento bifásico no meio poroso. / [en] The interactions oil/water/rock may have strong influence in displacement of the oil in a reservoir. The capillary forces, responsible in part by the trapped oil, is one of the parameters that allow the optimization of water injection processes. During water injection, the high interfacial tension of water-oil decreases the flow capacity of oil and leave high saturations of this phase in the form of immobile and disconnected ganglia, in the regions already contacted by injected water. With the injection of surfactants, the interfacial tension decreases and some of the oil ganglia are mobilized. However, the interaction of salinity with the surfactant solution can bring important effects in the two-phase flow within porous media. The aim of this work is to study the effect of water salinity and concentration of surfactant in oil displacement process. In this study, the displacement tests were performed on Bentheimer sandstone of high permeability, for saline solution with and without non-ionic surfactant Lauryl Alcohol Ethoxylates- 8EO (L80), subjected to a temperature of 40 Celsius degree. The saturation and effective permeability of each phase at the end of imbibition and drainage were determined for the different water solutions. The results obtained show the variation in the efficiency of the displacement process, mainly influenced by the behavior of phases, the interfacial tension, concentration of electrolytes in solution (salinity) and in-situ emulsion formation.

[pt] A degradação do meio ambiente está no topo da agenda de países e empresas. O foco principal é a redução das emissões de gases causadores do efeito estufa, sendo CO2 o maior contribuinte. O consumo elevado de combustíveis fósseis está criando um efeito irreversível no planeta. De forma a contrabalancear seus impactos ambientais, surge o segmento de projetos de captura e sequestro de carbono. O maior entrave seu para crescimento é econômico, daí o uso de CO2 para recuperação avançada de óleo, alavancando sua implementação. Esta dissertação avalia duas estratégias distintas de desenvolvimento de um campo de petróleo offshore, uma através da injeção de água e outra por recuperação avançada com injeção de CO2 (EOR CO2 – enhanced oil recovery) a partir de fonte antropogência. Os maiores desafios técnicos para aplicação de EOR CO2 em ambiente offshore são examinados, mostrando o arcabouço teórico, melhores práticas e soluções ainda não desenvolvidas, em áreas como: gerenciamento de reservatórios, engenharia de poços e plantas de processo, além de captura e transporte de CO2. Em seguida, a viabilidade econômica de ambos os métodos de recuperação são comparados, com pequena vantagem o caso EOR. Entretanto, devido às incertezas de sucesso do método e sua sensibilidade ao preço de importação de CO2, a gama de resultados pode alterar o processo decisório. Um balanço de carbono também é realizado, mostrando a redução esperada de sua concentração na atmosfera ao se selecionar o método de EOR CO2. Ainda, a aplicabilidade de créditos de carbono é discutida, e seu impacto econômico quantificado. Finalmente, há um longo caminho a se percorrer para ampla utilização de projetos EOR com CO2 antropogênico em ambiente offshore. Ao apontar os maiores desafios e entraves a serem superados, incluindo técnicos, comerciais e regulatórios, ao apresentar modelo econômico, e acima de tudo, ao mostrar sua atratividade, esta dissertação tem por objetivo reduzir esta distância. / [en] Environmental issues are on top of governments and companies’ agendas. The main focus is on global warming and means to reduce greenhouse gases, being carbon dioxide the main contributor. The consumption of fossil fuels is creating an irreversible effect on the planet, and it is expected to continue for years to come. In order to offset its usage are the emerging carbon capture and storage (CCS) projects. Their main obstacle is economical, and that’s where enhanced oil recovery through CO2 can help. This dissertation assesses the development options of an offshore Brazilian discovery, by comparing water injection method with carbon dioxide enhanced oil recovery (EOR CO2) imported from an anthropogenic onshore source. The main EOR CO2 technical challenges for offshore application are examined, detailing field proven and yet to be developed solutions, from reservoir management, wells engineering to the production unit, passing through CO2 acquisition and transportation. Next, economical feasibility of both methods are compared, with a slight advantage for EOR on the base case. Nevertheless, due to high uncertainties in method success prior to development and commitment, and also to carbon dioxide import prices, the range of results can shift the decision making, and such sensitivity analysis is also presented. A carbon inventory is also made, showing the net positive balance of selecting EOR CO2, which reduces the component’s concentration in the atmosphere. Finally, the applicability of carbon credits is discussed and its economical impact quantified. There is still a long way to go for the widespread utilization of anthropogenic EOR CO2 in offshore projects. By pointing out the main challenges to be addressed, including technical, commercial and regulatory, by presenting an economical model comprising environmental aspects, and most of all, showing its attractiveness, this dissertation aims to reduce this gap.

[pt] A injeção de água é o método de recuperação secundária mais utilizado na indústria do petróleo. No entanto, a alta razão de mobilidade entre a água e o óleo limita a quantidade de óleo deslocada. Uma alternativa para minimizar este problema é a aplicação de tecnologias que agem como agentes de controle da mobilidade. Soluções poliméricas podem ser utilizadas para aumentar a viscosidade da água e consequentemente reduzir a razão de mobilidade. Evidências experimentais têm mostrado que o comportamento elástico de soluções poliméricas pode além de diminuir a razão de mobilidade, contribuir para um melhor deslocamento de óleo em escala de poro, reduzindo a saturação de óleo residual. Esse comportamento em escala de poro ainda não está completamente entendido. Nesse trabalho, um micromodelo de vidro formado por uma rede bi-dimensional de canais foi utilizado como meio poroso. Esse dispositivo tem algumas características importantes de meios porosos e permite a visualização do fluxo em escala de poro. A evolução do deslocamento de óleo pela fase aquosa é acompanhada no microscópio e são obtidas imagens dos perfis de saturação. Três diferentes fases aquosas foram usadas: água deionizada, uma solução de poli(óxido de etileno) de alto peso molecular e uma mistura de água com glicerina com a mesma viscosidade do poli(óxido de etileno). A visualização do fluxo no micromodelo permite obter informações específicas sobre a presença de óleo preso por forças capilares e o movimento da interface óleo/água no interior da rede. Resultados mostraram que as forças viscoelásticas modificam a distribuição de fluidos no meio poroso, melhorando a eficiência de deslocamento em escala de poro e consequentemente a saturação de óleo residual. / [en] Water flooding is the most commonly used oil recovery method in the oil industry. However, the high mobility ratio between the water and oil phases limits the amount of oil displaced by the water phase. An effective alternative to minimize this problem is the application of technologies that act as mobility control agents. Polymer solution is used in many cases as a way to increase the water phase viscosity and consequently reduce the mobility ratio. Experimental evidences have shown that the elastic behavior of some polymer solution may not only improve the mobility ratio but also contribute to a better pore level oil displacement, reducing the residual oil saturation. This pore level behavior is not clearly understood. In this work, a glass microfluidic chip made of a 2-D array of channels is used as a two-dimensional porous space. This device has the principal features of a porous media and provides means for pore level flow visualization. A microscopic is used to monitor the evolution of the water phase as it displaces oil and images of the saturation profiles can be made. Three different water phases were used: pure water, a high molecular weight poly(ethylene oxide) solution and a glycerol-water mixture with the same viscosity of the polymer solution. Flow visualization provides specific information about the presence of the trapped oil phase and the movement of the oil/water interface in the network. Results show that the viscoelastic forces modify the liquid distribution in the porous media, improving the displacement efficiency at pore scale and consequently the residual oil saturation.

[pt] Para contribuir com a mitigação das mudanças climáticas, tecnologias com o intuito de promover a redução de emissões dos Gases de Efeito Estufa, como é o caso do dióxido de carbono, tem obtido grande destaque nas pesquisas ultimamente. Uma das alternativas para impedir que todo esse carbono seja liberado para a atmosfera é reinjetar o CO2 nos próprios reservatórios ou em outras formações geológicas próximas. Neste sentido, esta dissertação apresenta uma tecnologia relacionada à captura e armazenamento geológico de CO2 e avalia o processo de injeção de dióxido de carbono em aquíferos salinos. O principal objetivo é avaliar o processo de injeção de dióxido de carbono em aquíferos salinos de rochas carbonáticas, numa escala de tempo de três mil anos, para avaliar o aprisionamento do CO2 em suas diferentes formas, incluindo o armazenamento mineral. Tal estudo também considera na modelagem, as reações químicas entre os componentes na fase aquosa e a difusão molecular do dióxido de carbono na fase aquosa, assim como as reações químicas de dissolução e precipitação mineral. A partir das informações obtidas em literatura, estabeleceu-se as premissas para a simulação do caso base, e gerou-se casos derivados variando individualmente cada uma das seguintes propriedades: difusividade, salinidade, pH e temperatura, no qual avaliou-se a contribuição de cada uma delas nas diferentes formas de armazenamento do CO2. Por fim, concluiu-se que a mineralização do CO2 iniciou-se após aproximadamente 200 anos de simulação. No entanto, devido às lentas taxas da reação de precipitação mineral, a predominância do armazenamento do CO2 ainda foi na forma dissolvida. As propriedades variadas que contribuíram para o aumento do armazenamento mineral de CO2, que é considerada a forma mais estável, foram: menor fator de difusividade, maior salinidade do aquífero, pH básico (pH igual a 8,0) e maior temperatura. / [en] In order to contribute to climatic changes mitigation, technologies aiming the reduction of pollution gases emissions, such as carbon dioxide, have been highlighted in recent researches. One of the alternatives to prevent all this carbon from being released into the atmosphere is to reinject CO2 into reservoirs or in other nearby geological formations. In this sense, this work presents a technology related to the capture and geological storage of CO2 and evaluates the carbon dioxide injection process into saline aquifers. The main objective is to evaluate the carbon dioxide injection process in saline aquifers of carbonate rocks, in a time scale of three thousand years, to evaluate the storage mechanism of CO2 in its different forms, including mineral storage. Such study also considers in the modeling, the chemical reactions between the components in the aqueous phase and the molecular diffusion of the carbon dioxide in the aqueous phase, as well as the chemical reactions of mineral dissolution and precipitation. From the research made and the information gathered in the literature, the premises for the simulation of the base case were established, and derivative cases were generated by individually varying each of the following properties: diffusivity, salinity, pH and temperature, in which the contribution of each property was evaluated on the different CO2 storage forms. Finally, it was concluded that the injected CO2 mineralization process started after approximately 200 years of simulation. However, due to slow rates of the mineral precipitation, the CO2 storage in the dissolved form was still predominant. The different properties that contributed to increase the CO2 mineral storage, which is considered the more estable one, were: lower diffusivity factor, higher aquifer salinity, basic pH (pH equal to 8.0) and higher temperature.

[pt] Na última década a participação dos campos do Pré-Sal brasileiro na produção nacional de petróleo aumentou substancialmente, tornando esses campos responsáveis por mais da metade da produção nacional e com perspectiva de crescimento para os próximos anos. Os reservatórios de petróleo encontrados nessa região são caracterizados por espessuras que podem variar de poucas dezenas a centenas de metros, rochas com boas qualidades permo-porosas e presença de óleo leve, com elevado teor de gás associado e com contaminantes como CO2. Por estas características, diversos sistemas de produção instalados nestes reservatórios foram preparados e deverão adotar o método de recuperação suplementar com injeção alternada de água e gás. No presente trabalho foi feita uma análise paramétrica sobre a influência que propriedades de reservatório como espessura porosa, permeabilidade horizontal, permeabilidade vertical e razão kv/kh, e variáveis operacionais como vazão de operação, razão WAG e tempo de ciclo podem gerar no fator de recuperação em um cenário de produção típico do Pré-Sal brasileiro com e sem o efeito de segregação gravitacional. Pela comparação dos resultados em diversos casos de simulação numérica, foi possível identificar as variáveis com maior impacto e a influência decorrente do efeito gravitacional. Em seguida, a partir de uma análise de sensibilidade foi gerada uma equação para estimar o fator de recuperação em função das variáveis selecionadas. Números adimensionais propostos na literatura para avaliar a segregação gravitacional de fluidos em meio poroso foram calculados e utilizados para gerar outras equações para estimar o fator de recuperação. As estimativas do fator de recuperação feitas por cada função foram comparadas com os valores simulados para cada caso e foram identificadas as funções que apresentaram as estimativas mais próximas. Tais funções poderão ser utilizadas para estimar o fator de recuperação no cenário proposto e com aplicação em análises preliminares para projetos de desenvolvimento de campos de petróleo. / [en] In the last decade, the contribution of Brazilian pre-salt fields in the national oil production has increased substantially, setting these fields as responsible for more than half of the national production and with growth perspectives for years to come. The oil reservoirs found in this region are characterized by thicknesses which can vary from a few tens to hundreds of meters, rocks with favorable matrix properties, and the presence of light oil with a high associated gas content and contaminants such as CO2. Due to these characteristics, several production systems installed in these reservoirs were prepared and should adopt water alternating gas injection as supplementary recovery method. In the present study, a parametric analysis was performed on the influence that reservoir properties as porous thickness, horizontal permeability, vertical permeability, and kv/kh ratio, and operating variables as operating flow rate, WAG ratio, and cycle time can provoke in the recovery factor in a typical Brazilian pre-salt production scenario with and without the effect of gravitational segregation. By comparing the results in several cases of numerical simulation it was possible to identify the variables with the greatest impact and the influence of the gravity effect on recovery. From a sensitivity analysis, equations to estimate the recovery factor as a function of the selected variables or as a function of dimensionless numbers proposed in the literature to assess the gravitational segregation of fluids in porous media were adjusted. The recovery factor estimates made with each function were compared with the simulated values for each case and the functions that presented the best estimates were identified. Such functions can be used to estimate the recovery factor in the application scenario with application in preliminary analyzes for oil field development projects.