[pt] A injeção de soluções poliméricas tem sido utilizada em muitas aplicações para aumentar a viscosidade da fase aquosa e, por conseguinte, reduzir a elevada razão de mobilidade durante o deslocamento de óleo num meio poroso. Evidências experimentais mostraram também que o comportamento viscoelástico de algumas soluções poliméricas pode contribuir para um melhor deslocamento do óleo na escala de poros, reduzindo assim, a saturação de óleo residual. Este comportamento na escala de poros não é claramente compreendido já que a modelagem de um fluxo viscoelástico de uma solução polimérica em meios porosos é extremamente desafiadora. O comportamento do escoamento em escala macroscópica está diretamente associado com o fluxo extensional dominante através das gargantas e poros que formam o meio poroso. Muitos modelos têm sido desenvolvidos com o objetivo de descrever o efeito extensional observados no fluxo de soluções poliméricas de elevado peso molecular. O modelo desenvolvido neste trabalho baseia-se na relação entre a vazão e a queda de pressão do escoamento de soluções poliméricas através de capilares com garganta que servem como um modelo simples da geometria das gargantas de poro. Um modelo de rede de capilares bidimensional foi desenvolvido para obter os parâmetros macroscópicos do escoamento a partir do entendimento do comportamento microscópico. No modelo monofásico, os resultados apresentam efeitos de diferentes parâmetros reológicos no comportamento macroscópico do escoamento. Para estudar o escoamento bifásico, um modelo de rede dinâmico foi desenvolvido. Os resultados obtidos fornecem uma descrição mais detalhada do processo de deslocamento de óleo pela fase aquosa. / [en] Injection of a polymer solution is used in many applications to increase the viscosity of the water phase and therefore reduce the high mobility ratio during oil displacement in porous media. Experimental evidence has shown that the viscoelastic behavior of some polymer solutions may contribute to a better oil displacement at the pore-level, reducing the residual oil saturation. This pore-level behavior is not clearly understood. Modeling viscoelastic flow of polymeric solutions in porous media is extremely challenging. The macroscopic flow behavior is directly associated with the extensional dominant flow through pore throats that form the porous media. Accurate models should be able to describe the extensional thickening effect observed in the flow of dilute high molecular weight polymer solutions. The model developed in this work is based on the flow rate-pressure drop relationship of polymer solution flow through constricted capillaries that serves as a simple model of the geometry of pore throats. A two-dimensional capillary network model is constructed in order to obtain macroscopic parameters from upscaling of the microscopic behavior. In single-phase flow, results show the effect of different rheological parameters on the macroscopic flow behavior. To study a two-phase flow, a dynamic network model was developed. The results obtained provide a more detailed description of the oil displacement by the water phase.

[pt] A espuma é amplamente usada em operações de recuperação de óleo para melhorar a eficiência de varrido, em operações de armazenamento de gás e acidificação, e para resolver problemas causados por zonas ladras ou segregação gravitacional. A espuma, que pode ser pré-formada e injetada no reservatório ou produzida in situ através da geometria do meio poroso, escoa nas regiões de alta permeabilidade e desvia o fluido de deslocamento na direção do óleo aprisionado, reduzindo a permeabilidade relativa ao gás e levando a uma frente de deslocamento mais estável. A eficiência desses processos depende muito da geração e estabilidade dos filmes de espuma (lamelas) que residem nos poros. A mobilidade do gás injetado é reduzida quando a espuma é formada; esta redução é atribuída ao aumento da viscosidade efetiva do gás e à redução da permeabilidade relativa ao gás. As lamelas formadas criam resistência ao fluxo do gás, impedindo seu movimento livre dentro do meio poroso. A população de lamelas que compõe a espuma está diretamente relacionada com a concentração de surfactante, e seu fluxo e mobilidade são funções da geometria dos poros e das propriedades da espuma. No entanto, a dinâmica da formação de espuma em meios porosos não é totalmente compreendida devido à sua complexidade O objetivo da primeira parte desta pesquisa é compreender o impacto do aumento da concentração de surfactante na formação de espuma durante a injeção de gás em um modelo bidimensional de meio poroso de vidro saturado com uma solução de surfactante. A segunda parte foca na formação de espuma e sua implicação no deslocamento de óleo durante o processo de injeção SAG (injeção alternada de solução de surfactante e gás) considerando diferentes concentrações de surfactante. Uma configuração microfluídica composta por micromodelo de vidro, bomba de seringa, transdutor de pressão e microscópio foi usada para visualizar o deslocamento da escala dos poros e correlacionar a evolução da formação das lamelas durante o processo de injeção com a diferença de pressão para diferentes condições de fluxo através do processamento de imagem. A dinâmica de formação das lamelas é relatada e relacionada ao comportamento do fluxo macroscópico. / [en] Foam is widely used in oil recovery operations to improve sweep efficiency, in gas storage and acidization operations, and to solve problems caused by either a thief zone or gravity override. Foam, which can be preformed and injected into the reservoir or produced in situ through the pore space, fills the high permeability areas known as thief zones and diverts the displacing fluid into the direction of trapped oil, reducing the relative permeability of gas and leading to a more stable displacement front. The efficiency of these processes largely depends on the generation and stability of the foam films (lamellae) residing in the pores. The mobility of the injected gas is reduced when foam is formed; this reduction is attributed to the reduction of the gas phase relative permeability. The lamellae formed create resistance against the gas flow, impeding its free motion inside the porous media. The lamellae population that composes the foam is directly related to surfactant concentration, and their flow and mobility are functions of the pore geometry and foam properties. However, the dynamics of foam formation in porous media is not fully understood due to its complexity. The goal of the first part of this research is to understand the impact of increasing surfactant concentration on foam formation during gas injection in a two-dimensional porous media glass model occupied by a surfactant solution. The second part focuses on foam formation and its implications for oil displacement during the SAG (surfactant-alternating-gas) injection, considering different surfactant concentrations. A microfluidic setup composed of a glass micromodel, syringe pump, pressure transducer and microscope, was used to visualize the pore-scale displacement and correlate the evolution of lamellae formation during the injection process with pressure difference for different flow conditions through image processing. The dynamics of lamellae formation is reported and related to macroscopic flow behavior.

[pt] O aumento do fator de recuperação e o uso de métodos de recuperação avançada no atual cenário de novos patamares de preços representam um enorme desafio para a indústria do petróleo. Neste contexto, o uso de emulsões óleo-água como um método de recuperação avançada torna-se bastante atrativo. Diversos trabalhos mostraram um aumento no volume de óleo produzido através da injeção de emulsões óleo-água. Resultados de pesquisas experimentais indicam que a injeção de emulsões pode ser utilizada como agente de controle de mobilidade, bem como reduzindo a saturação residual de óleo. A aplicação do método de injeção alternada água-emulsão-água (WAE) requer o entendimento do escoamento de emulsões no meio poroso e dos mecanismos responsáveis pela melhora na recuperação. Este entendimento tanto na escala de poros como na escala de reservatórios permite incorporação destes mecanismos na modelagem para simulação de fluxo de reservatórios. No presente trabalho foi feita a incorporação dos efeitos gravitacionais no modelo desenvolvido para o escoamento de emulsões em meios porosos através da parametrização das curvas de permeabilidade relativa em função da concentração de gotas e do Número de Capilaridade. O processo WAE foi avaliado através de simulações em duas e três dimensões (2D/3D) utilizando um conjunto de camadas do segundo modelo comparativo do SPE10. Com simulações 2D e 3D foi possível realizar um estudo de sensibilidade do processo em relação ao momento da injeção de emulsão, o tamanho do banco, e as faixas de vazão e respectivos números de capilaridades de atuação da emulsão. / [en] In the current crude oil price scenario, the increase in oil recovery factor and the use of enhanced recovery methods represent a major challenge for the Oil Industry. In this context, the use of oil-water emulsion flooding as an enhanced recovery method becomes very attractive. Several studies have shown a significant potential to increase oil volume recovery by the injection of oil-water emulsions. Experimental results indicate that the emulsions injection can be used as a mobility control agent, resulting in a more uniform fluid displacement in the reservoir and lower residual oil saturation. Based on these experimental results, the most relevant parameters for emulsion injection performance effectiveness are droplet size, the local concentration of the dispersed phase of the emulsion and the local capillary number. The application of water alternating emulsion injection (WAE) method requires understanding of the flow of emulsions in porous media and the mechanisms responsible for the improved recovery. The understanding of this process in both porous scale and reservoir scale is fundamental to model emulsion injection effects in reservoir flow simulation. In this work, the gravitational effects was incorporated in the macroscopic model to represent flow of emulsions in porous media by relative permeability curves parametrization as function of emulsion concentration and of the local capillary number. The WAE process was evaluated in two and three dimensional simulations (2D / 3D) using a set of layers of the second SPE 10 comparative model. With 2D and 3D simulations, it was possible to explore a WAE injection performance sensitivity analysis considering the time at which the emulsion injection is started, the size of emulsion bank, and the injection flow rates and consequently the flow their capillary number.

[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.

[pt] A injeção de emulsão é um método comum para melhorar o varrido do reservatório e manter-lo pressurizado. A eficiência de recuperação de óleo no caso de óleos pesados é limitada pela alta razão de mobilidade entre a água injetada e o óleo. Um método de reduzir o problema relativo µa alta razão de viscosidade é por injeção de soluções poliméricas. Porem, a interação líquido- rocha, os grandes volumes e o preço associado dos polímeros podem fazer esta técnica não aplicável em caso de campos gigantes. Diferentes métodos de recuperação avançada de óleo estão sendo desenvolvidos como alternativas µa injeção de polímeros. A injeção de dispersões, em particular a injeção de emulsões, têm sido tratadas com relativo sucesso como um método de recuperação avançada de óleo, mas as técnicas não são totalmente desenvolvidas ou compreendidas. O uso de cada método requer uma completa análise dos diferentes regimes de fluxo de emulsões dentro do espaço poroso de um reservatório. A maioria das análises de fluxo de emulsões em um meio poroso utiliza uma descrição macroscópica. Esta aproximãção é só valida para emulsões com o tamanho da fase dispersa muito menor do que o tamanho do poro. Se o tamanho de gota da fase dispersa é da mesma ordem de magnitude do tamanho de poro, as gotas podem aglomera-se e particularmente podem bloquear o fluxo através dos poros. Este regime de fluxo pode ser utilizado para controlar a mobilidade do líquido injetado, conduzindo a um fator de recuperação maior. Neste trabalho, experimentos de deslocamento de óleo foram executados em um corpo de prova de arenito. Os resultados mostram que a injeção de uma emulsão mudou o fator de recuperação de óleo, elevando este desde 40%, obtido só por injeção de água, ate um valor aproximado de 75%, seja em modo primario ou depois do influxo da água. / [en] Water injection is a common method to improve the reservoir sweep and maintain its pressure. The e±ciency of oil recovery in the case of heavy oils is limited by the high mobility ratio between the injected water and oil. A method of reducing the problem related to the high viscosity ratio is by polymer solution injection. However, the liquid-rock interaction, the large volume and the associated cost of polymer may make this technique not applicable in the case of giant fields. Different enhanced oil recovery methods are being developed and studied as alternatives to polymer injection. Dispersion injection, in particular oil-water emulsion injection, has been tried with relative success as an enhanced oil recovery method, but the techniques are not fully developed or understood. The use of such methods requires a complete analysis of the different flow regimes of emulsions inside the porous space of a reservoir. Most analyses of flow of emulsion in a porous media use a macroscopic description. This approach is only valid for dilute emulsion which the size of the disperse phase is much smaller of the pore throat. If the drop size of the disperse phase is of the same order of magnitude of the pore size, the drops may agglomerate and partially block the flow through pores. This flow regime may be used to control the mobility of the injected liquid, leading to higher recovery factor. In this work, experiments of oil displacement were performed in a sandstone plug. The results show that injection of an emulsion changed the oil recovery factor, raising it from approximately 40%, obtained with water injection alone, to approximately 75%, whether in primary mode or after water flooding.

[pt] A adição de polímeros à água de injeção é um dos métodos de recuperação avançada mais utilizados devido a capacidade desses compostos, de alta massa molar, de aumentar, de maneira significativa, a viscosidade da solução mesmo em baixas concentrações. O incremento na viscosidade da solução possibilita a diminuição da razão de mobilidade entre os fluidos, melhorando o deslocamento do óleo. Porém, há uma infinidade de fatores relacionados ao uso dessas substâncias que podem modificar significativamente as características originais do meio poroso, afetando permanentemente a produtividade do reservatório. De maneira a tentar entender melhor esses mecanismos, realizou-se neste estudo a revisão das características relacionadas à injeção de soluções poliméricas, e efetuou-se uma análise experimental para estudar os processos de adsorção polimérica e recuperação de óleo. Utilizou-se três tipos de amostras de rochas com diferentes características petrofísicas. Primeiramente foram realizados testes de adsorção de polímeros nas formações em condições de trabalho específicas através do Two Slug Method. Em seguida, realizou-se um estudo do processo de recuperação de óleo através da injeção de diferentes fases aquosas: água com composição semelhante a do campo de Peregrino, solução polimérica de HPAM e solução de glicerina com água com a mesma viscosidade da solução polimérica. Os resultados mostraram a eficiência do Two Slug Method em testes de adsorção e da utilização de soluções poliméricas nos processos de recuperação de óleo. / [en] The addition of polymers to the injection water is one of the most used oil enhanced recovery method because of the ability of these compounds to increase the viscosity of the solution even at low concentrations. This increase of the water phase viscosity promotes the reduction of the mobility ratio between fluids, improving the displacement of oil. However, there is a large number of factors related to the use of these substances that can significantly modify the original characteristics of the porous medium, affecting the useful life of the oil field. In order to better understand these mechanisms, a review of the characteristics related to polymer-flooding, and an experimental analysis were carried out to verify polymer adsorption mechanism and oil recovery processes. Three types of core samples with different petrophysical characteristics were used. Tests were carried out to study polymer adsorption on formations under specific working conditions by using the Two Slug Method. Then, oil recovery tests were performed with the injection of different water phases: water with composition similar to Peregrino field water, polymer solution and glycerol- water solution with the same viscosity of the polymer solution. Results showed the efficiency of the Two Slug Method in adsorption tests and the use of polymer solutions in oil recovery processes.

[pt] A inundação com água de baixa salinidade é uma estratégia de recuperação avançada de petróleo (EOR) em reservatórios carbonatados, onde a concentração e composição da salmoura são cruciais para a remoção do óleo. Este estudo investigou os aspectos químicos e físicos da inundação com água de baixa salinidade e seu impacto na recuperação de petróleo, focando na interação e modificações na interface óleo-calcita. Medidas de FTIR foram utilizadas para caracterizar a adsorção e quantificar a remoção de óleo mineral Nujol em monocristais de calcita clivados no plano (104), antes e após condicionamentos nas salmouras em diferentes condições. Os resultados mostraram que o Nujol forma um filme contínuo na superfície da calcita, impedindo sua dissolução nas condições de condicionamento nas salmouras de menor teor de sal. A quantidade de óleo removido variou conforme a salinidade da salmoura. Nas condições experimentais investigadas, a superfície de calcita recém clivada é mais eficientemente convertida de oleofílica para hidrofílica quando condicionada em condição de salinidade intermediaria (LS75). A remoção de óleo foi quantificada por meio de análise FTIR semiquantitativa, variando de aproximadamente 20 por cento de óleo removido para água de formação (FW) até cerca de 81 por cento após condicionamento em LS75. A análise espectroscópica indicou uma competição entre a incorporação de espécies iônicas da salmoura na interface e a dissolução da calcita, afetando diretamente na cristalinidade da superfície. O condicionamento com água deionizada (DW) não resultou na remoção ideal de óleo devido à maior dissolução e readsorção de moléculas de óleo. O estudo também constatou que o magnésio exerceu maior influência na remoção de óleo da superfície em comparação com o cálcio. As superfícies previamente hidratadas com FW e DW apresentaram alterações significativas. A hidratação com FW não necessariamente causa dissolução, mas promove a adsorção de grupos OH, criando pontos de ancoragem para o óleo. Em contraste, a hidratação com DW resultou na perda de cristalinidade, gerando defeitos na superfície. Em ambos os casos, foram observadas mudanças nas bandas de vibração características do nujol, sugerindo diferentes interações do óleo com a superfície. Comparando a quantidade de óleo adsorvida nas três condições estudadas, a calcita hidratada com FW apresentou a maior quantidade de óleo adsorvido, associado à adsorção de íons na superfície. / [en] Low salinity water flooding is an advanced oil recovery (EOR) strategy in carbonate reservoirs, where the concentration and composition of the brine are crucial for oil removal. This study investigated the chemical and physical aspects of low salinity water flooding and its impact on oil recovery, focusing on the interaction and modifications at the oil-calcite interface. FTIR measurements were used to characterize the adsorption and quantify the removal of mineral oil Nujol on calcite single crystals cleaved along the (104) plane, before and after conditioning in brines under different conditions. The results showed that Nujol forms a continuous film on the calcite surface, preventing its dissolution under aging conditions in lower salinity brines. The amount of oil removed varied according to the salinity of the brine. Under the experimental conditions investigated, the freshly cleaved calcite surface is more efficiently converted from oleophilic to hydrophilic when conditioned in intermediate salinity condition (LS75). The oil removal was quantified using semiquantitative FTIR analysis, ranging from approximately 20 percent for formation water (FW) to about 81 percent after conditioning in LS75. Spectroscopic analysis indicated a competition between the incorporation of ionic species from the brine at the interface and the dissolution of calcite, directly affecting the surface crystallinity. Conditioning with deionized water (DW) did not result in optimal oil removal due to increased dissolution and re-adsorption of oil molecules. The study also found that magnesium had a greater influence on oil removal from the surface compared to calcium. The surfaces previously hydrated with FW and DW showed significant alterations. Hydration with FW does not necessarily cause dissolution but promotes the adsorption of OH groups, creating anchoring points for the oil. In contrast, hydration with DW resulted in a loss of crystallinity, generating defects on the surface. In both cases, changes in the characteristic vibration bands of nujol were observed, suggesting different interactions of the oil with the surface. Comparing the amount of oil adsorbed under the three conditions studied, the calcite hydrated with FW showed the highest amount of adsorbed oil, associated with ion adsorption on the surface.

[pt] Como solução para viabilizar a produção de óleo com alto teor de dióxido de carbono, condição característica do pré-sal brasileiro, foi escolhida a estratégia de reinjeção desse mesmo gás produzido como método de recuperação de petróleo e como instrumento de mitigação da emissão atmosférica desse tipo de GEE (Gas do Efeito Estufa). A combinação de duas técnicas de recuperação, a injeção de água e a de gás, conhecida como WAG (Water Alternated Gas) se mostrou promissora por combinar benefícios como a varredura microscópica do gás com a estabilidade e economia obtidas pela injeção de água. Este projeto tem como objetivo entender o potencial de produção para traçar uma estratégia de otimização de recuperação do óleo aliado ao armazenamento da maior quantidade de CO2 possível, por meio de simulações numéricas de fluxo contínuo por modelos composicionais. A metodologia adotada para este projeto foi a utilização de módulos comerciais de simulação de reservatórios, fornecidos pela CMG (Computer Modeling Group), para ajuste de dados PVT de um fluido com características próximas ao do pré-sal, para que este pudesse ser aplicado em dois modelos sintéticos de reservatórios, para otimização de campo e avaliação deste pós período de produção. Desta forma, o presente trabalho proporciona uma visão do comportamento do método WAG e sua influência sobre o fator de recuperação deste reservatório, além de discutir as interações envolvidas em microescala em um ambiente reativo como um reservatório carbonático na presença do CO2. A partir dos resultados obtidos com a simulação, é possível concluir que as reações químicas entre os componentes aquosos e minerais presentes na formação porosa tem como consequência o aprisionamento do carbono. / [en] The strategy of CO2 produced reinjection is a solution to enable the pre-salt oil production as a petroleum recovery method and as an instrument to mitigate atmospheric emission of this GHG (Greenhouse Gas). The combination of two recovery techniques, water and gas injection, is known as Water Alternated Gas (WAG) has shown a successful combination of benefits such as microscopic gas sweeping with the stability and economy achieved by water injection. This project aims to understand the production potential to outline an optimization strategy of oil recovery coupled with the CO2 maximum storage possible, through numerical simulations of continuous flow by compositional models. The methodology adopted for this project was the use of commercial reservoir simulation modules, provided by CMG (Computer Modeling Group), to adjust PVT data of a fluid with similar characteristics to the pre-salt oil and then it could be applied in two synthetic reservoir models for field optimization and evaluation of this postproduction period. Thus, the present work provides an insight into the behavior of the WAG method and its influence on the recovery factor of this reservoir as well as discussing the microscale interactions involved in a reactive environment as a carbonate reservoir in the presence of CO2. Findings obtained by the simulation process shows that the chemical reactions between the aqueous and mineral components present in the porous formation result in carbon entrapment.