[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] Em um mundo globalizado, a demanda por energia está sempre crescendo. Uma vez que a indústria de óleo e gás é responsável pela entrega da maior parte desta demanda, isso faz dos hidrocarbonetos componentes cada vez mais importantes no mercado mundial. Entretanto tais recursos são finitos, portanto, uma exploração consciente, buscando sempre o máximo desempenho se faz necessária. Como os reservatórios de petróleo, logo após a aplicação das técnicas de recuperação primária e secundária, geralmente ainda possuem cerca de 65 por cento do volume de óleo originalmente contido em seus poros, métodos que visam a redução dessa porcentagem estão ganhando um papel cada vez mais importante na indústria energética. Nesse contexto, esse trabalho apresenta um micromodelo tridimensional representativo de um meio poroso que será utilizado para a análise do escoamento de fluidos na escala de poro. A microscopia confocal será adotada para visualizar os diferentes fenômenos que ocorrem em microescala, permitindo a obtenção de informações específicas sobre a dinâmica dos gânglios de óleo, em relação a sua formação, mobilização e aprisionamento, e assim, ao final do experimento quantificar a saturação residual de óleo em diferentes condições de escoamento. Os resultados obtidos mostram que o uso das suspensões de microcápsulas flexíveis como agente de controle de mobilidade, modifica a distribuição dos fluidos no meio poroso, o que melhora a eficiência de deslocamento do fluido deslocante na escala de poro, e consequentemente diminui a saturação de óleo residual. / [en] In a globalized world, the demand for energy is always growing. Since the oil and gas industry is responsible for delivering most of this demand, this makes hydrocarbon components increasingly important in the worldwide economy. However, such resources are finite, so a conscious exploration always seeking the maximum performance is required. As oil reservoirs after the application of primary and secondary recovery techniques usually still have about 65 percent of the original oil volume contained in their pores, methods that aim its reduction are gaining an increasingly important role in the energy industry. In this context, this work presents a three-dimensional micromodel representative of a porous medium that is used for pore-scale flow analysis. Confocal microscopy is used to visualize the microscale phenomena, leading to specific information about ganglia dynamics, related to its formation, mobilization and entrapment. The residual oil saturation, an important value to measure the amount of oil produced in a given reservoir is determined for different flow conditions. The results show that the suspensions composed by flexible microcapsules could be used as a mobility control agent, since it modifies the fluid distribution in the porous media, improving the pore-scale displacement efficiency, and consequently reducing the residual oil saturation.

[pt] Na indústria do petróleo estudam-se os chamados métodos de recuperação melhorada de óleo, que visam melhorar a varredura macroscópica do reservatório e reduzir a saturação de óleo residual nas regiões varridas pela injeção da fase aquosa. Este trabalho apresenta um estudo fundamental do processo de injeção de emulsões óleo-água como método de recuperação melhorada. O meio poroso utilizado nos estudos foi um empacotamento de esferas de vidro. O meio poroso foi inicialmente saturado com óleo. O deslocamento de óleo foi realizado através da injeção sequencial de água, emulsão e água. Microtomografia de raios-X foi utilizada para determinar a distribuição das fases aquosas e oleosas ao final de cada etapa do processo de injeção. Processamento das imagens 3D obtidas permitiram a quantificação do efeito da injeção de emulsão no desvio do caminho preferencial da fase aquosa e na distribuição e tamanho de gânglios de óleo residual, gerando recuperações incrementais com relação a injeção de água. / [en] In the oil industry, the so-called enhanced oil recovery methods are studied, which aim to improve the macroscopic scanning of the reservoir and reduce the residual oil saturation in the regions swept by the injection of the aqueous phase. This work presents a fundamental study of the process of injection of oil-water emulsions as an improved recovery method. The porous medium used in the studies was a glass bead packaging. The porous medium was initially saturated with oil. The oil displacement was performed through the sequential injection of water, emulsion and water. X-ray microtomography was used to determine the distribution of the aqueous and oily phases at the end of each step of the injection process. Processing of the 3D images obtained allowed the quantification of the effect of emulsion injection on the deviation of the preferred path of the aqueous phase and the distribution and size of residual oil ganglia, generating incremental recoveries in relation to a water injection.

[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.