[pt] A injeção de emulsão óleo-água vem sendo estudada como método de recuperação avançada, levando a um incremento no volume de óleo recuperando através de um controle de mobilidade do fluido injetado e aumento da eficiência de deslocamento de deslocamento do óleo. A aplicação deste ,étodo requer o entendimento do escoamento tanto na escala de poros como na escala de reservatórios. Neste trabalho, o efeito de emulsão no escoamento bifásico é modelado através de curvas de permeabilidades relativas que variam com a concentração de gotas da fase dispersa da emulsão. Estas curvas descrevem dois fenômenos físicos observados nestes escoamentos, o controle de mobilidade, representado pela diminuição da permeabilidade relativa da fase aquosa devido à presença de gostas, e a melhora na eficiência de deslocamento, representada pela diminuição da saturação residual da fase oleosa. O modelo proposto foi implementado em um simulador comercial (STARS-CMG) em uma geometria bi-dimensional com dois poços verticais ( injetor e produtor). A produção de óleo durante o processo de injeção alterada de água/ emulsão/ água é estudado em diversas condições do escoamento com o objetivo de analisar separadamente o mecanismo de controle de mobilidade e da melhoria do deslocamento no processo, determinando as condições ótimas de operações. Os resultados obtidos mostram que a injeção de emulsão óleo-água pode representar uma importante alternativa na produção de óleo como processo de recuperação avançada. / [en] Emulsion injection has been studied as an enhanced oil recovery method, leading to an increase on the recovered oil volume by mobility control of injected fluid and increase of oil displacement efficiency. The use of this method requires understanding the flow both in pore and reservoir scales. The effect of emulsion on the two phase flow is modeled by using relative permeability curves that vary with the concentration of the dispersed phase of the emulsion. Those curves describe two physical phenomena observed on these flows: control of mobility, represented by a lower relative permeability of the aqueous phase due to the presence of droplets and improved displacement efficiency, represented by the decrease in the residual oil saturation. The proposed model was implemented in a commercial simulator (STARS-CMG) in a two-dimensional geometry with two vertical wells (injector and producer). The oil production during alternate injection of water/emulsion/water process is studied with several flows condition with the purpose to analyze separately the effect of mobility control and improvement of the oil displacement in the process and finding the optimum operating conditions. The results obtained show that the oil-water emulsion injection can represent an important alternative in oil production as an enhanced oil recovery method.

[pt] A exploração crescente de campos de petróleo desafiadores é acompanhada por uma também crescente preocupação pública e de companhias petrolíferas em relação a questões ambientais e de segurança. Estudos dos principais acidentes recentes relacionados a exploração de hidrocarbonetos indicam que análises geomecânicas aprofundadas podem ser a chave para prevenir tais ocorrências. Efeitos geomecânicos podem ser muito relevantes durante análises de reservatórios. Há diversas possibilidades para considerar esses efeitos, mas a análise acoplada iterativa tem mostrado ser uma das melhores soluções, pois apresenta resultados precisos em um período de tempo computacional viável. O grupo de pesquisa PUC-Rio/GTEP tem desenvolvido um programa de acoplamento que gerencia o simulador de fluxo (IMEX ou Eclipse) e o programa de elementos finitos (Abaqus ou uma solução em GPU mais rápida chamada Chronos), de uma forma interativa. O referido programa fornece uma solução abrangente para geomecânica de reservatórios. No entanto, a geração de malha, a preparação de dados e a avaliações de resultados são barreiras para a sua aplicação na rotina de trabalho da indústria. Esta dissertação apresenta a elaboração de um fluxo de trabalho desenvolvido em um modelador geológico para aplicar a simulação acoplada de fluxo-tensão para reservatórios reais de hidrocarbonetos. Este fluxo de trabalho permite de forma simples e direta a geração de malha de elementos finitos, a definição de parâmetros mecânicos, supervisão da execução da solução acoplada e, por fim, a avaliação dos resultados de fluxo e tensão em um mesmo ambiente de visualização. / [en] The growing exploration of challenging oil fields is followed by an increasing concern by members of the public and oil companies about environmental and safety issues. Studies of recent major accidents indicate that geomechanics analyses can be the key to prevent future incidents. Geomechanical effects can be very relevant during reservoirs analyses. Actually, there are many possibilities available to consider such effects, but iterative-coupled analysis has shown to be one of the best solutions because it presents accurate results in a feasible computational timeframe. The GTEP/PUC-Rio research group has developed a coupling program that manages both the flow simulator (IMEX or Eclipse) and the finite element solver (Abaqus or a faster in-house GPU solution called Chronos) in an interactive way. The mentioned program provides a wide-ranging solution for reservoir geomechanics. However, mesh generation, data preparation and results evaluations are bottlenecks for its application in the industry s work routine. This dissertation presents the development of a workflow included in a geological modeler to apply the coupled flow-stress for real hydrocarbon reservoir simulation. This workflow allows in a simple and direct manner the generation of a finite element mesh, the definition of mechanical parameters, the supervision of coupled solution execution and the evaluation of results (flow and stress) in a single viewing environment.

[pt] A produção de um reservatório de petróleo é um processo acoplado entre fenômenos geomecânicos e de fluxo, os quais impactam o próprio reservatório e suas rochas adjacentes. Ensaios laboratoriais mostraram que amostras de um reservatório carbonático do Campo B, um campo de petróleo localizado na Bacia de Campos, são muito sensíveis às deformações causadas pela depleção. Desta forma, o objetivo deste trabalho é avaliar aspectos geomecânicos e de produção do desenvolvimento do Campo B, utilizando diferentes esquemas de acoplamento hidromecânico. Foram realizadas simulações hidromecânicas parcialmente acopladas entre o simulador de fluxo IMEX e o programa de análises geomecânicas CHRONOS (um código de elementos finitos executado em GPU) através de uma metodologia que permite análises tanto em uma, quanto em duas vias. Foi construído um Mechanical Earth Model 3D do Campo B no modelador geológico GOCAD através de um workflow específico para esta tarefa. Então, foram confrontadas respostas de respostas de fluxo e geomecânicas entre simulações feitas em uma via e em duas vias. Primeiramente, a permeabilidade não foi considerada como parâmetro de acoplamento. Neste caso, não foram encontradas diferenças significativas entre os resultados dos dois tipos de acoplamento. Posteriormente foram realizadas novas simulações em duas vias, porém considerando variações das permeabilidades decorrentes da depleção do reservatório. Os resultados destas novas análises divergiram da simulação acoplada em duas vias na qual esta propriedade foi mantida constante ao longo do tempo. Logo, neste caso, negligenciar o acoplamento da permeabilidade pode gerar erros significativos. Também foram feitas análises quanto à performance computacional das simulações hidromecânicas realizadas ao longo desta Dissertação. / [en] The production of a petroleum reservoir is a coupled process between geomechanical and flow phenomena, which affect the reservoir and its surrounding rocks. Laboratory tests have shown that samples of a carbonate reservoir from Field B, an oil field located in the Campos Basin, are very sensitive to deformations caused by depletion. Thus, this study aims to assess production and geomechanical aspects of Field B development by different hydromechanical coupling schemes. Therefore, partially coupled hydromechanical simulations between the flow simulator IMEX and the geomechanical analysis software CHRONOS (a finite element code running on GPU) were performed using a methodology which allows either one-way or two-way coupling. A 3D Mechanical Earth Model of Field B was built in GOCAD, a geological modelling software, through a specific workflow for this task. Then, flow and geomechanical results were compared between one-way and two-way coupling simulations. Initially, permeability was not considered as a coupling parameter. In this case, there were no significant differences between the results. Afterwards, more two-way coupling simulations were performed, but at this time, considering variations of permeabilities due to depletion. The results of these new simulations diverged from the two-way coupling case in which permeabilities were kept constant throughout the simulation. Therefore, in this case, neglecting permeability coupling can lead to significant errors. Computational performance of the hydromechanical simulations performed along this Dissertation were also evaluated.

[pt] Em uma simulação de reservatório convencional, geralmente o modelo de fluxo de fluido de uma área de interesse recebe mais atenção do que o modelo geomecânico. Nos estudos de fluxo, são analisadas as variações de pressão de poros, saturação de fluidos e temperatura no reservatório, resultantes da produção e injeção de fluidos durante a fase de explotação do campo. Porém, o comportamento mecânico da rocha também chamado, na indústria do petróleo, de efeito geomecânico é aproximado em uma simulação convencional de reservatórios através de apenas um único parâmetro mecânico: a compressibilidade da rocha, insuficiente para avaliar de maneira adequada, o efeito que a variação do estado de tensão nas rochas reservatório e adjacentes exercem sobre a pressão de poros no reservatório. Em função disso, um dos objetivos deste trabalho é analisar como a variação de propriedades das rochas e dos fluidos pode impactar na produção de hidrocarbonetos e na ordem de grandeza da compactação e subsidência. Outro objetivo igualmente importante é a criação de um fluxo de informações que permite estimar as propriedades mecânicas das rochas a partir de dados provenientes de perfilagem, de maneira a dar maior acurácia aos dados utilizados. Dessa forma, as análises feitas utilizaram a metodologia desenvolvida pelo GTEP/PUC-Rio, a qual permite que sejam feitas simulações parcialmente acopladas de duas vias entre o simulador de fluxo IMEX e o programa de análise de tensões CHRONOS. Os resultados obtidos permitiram concluir que o início da liberação de gás dentro do reservatório tem impacto não só na explotação de fluidos, como também na desaceleração do processo de compactação do reservatório. Além disso, mudanças de propriedades nas rochas adjacentes não geram comportamentos semelhantes de deslocamentos para todos os horizontes observados. / [en] In a conventional reservoir simulation, usually the fluid flow model of an area of interest receives more attention than the geomechanics model. In these studies, the pore pressure, fluid saturation and reservoir temperature variations resulting from the production and injection of fluids during the field exploitation phase are analyzed. However, less attention is given to the mechanical behavior of rock, also called geomechanical effects in the petroleum industry, which is approximated in a conventional reservoir simulation using only a single mechanical parameter: the compressibility of the rock, which is insufficient to adequately evaluate the effect that the variation of the stress state in the reservoir and in the adjacent rocks exerts on the pore pressure in the reservoir. Because of that, this work aims at analyzing how the variations of rocks and fluids properties may affect the production of hydrocarbons and the order of magnitude of compaction and subsidence. Another equally important objective is the creation of an information flow that allows the estimation of the mechanical properties of the rocks, based on log data, in order to give greater accuracy to the data used. Thus, the analyses were performed using a methodology developed by the GTEP / PUC-Rio, which makes it possible to perform two way partially coupled simulations between the conventional flow simulator (IMEX) and the stress analysis program (CHRONOS). The obtained results indicate that the initiation of the gas released inside the reservoir has an impact not only on the exploitation of fluids, but also on the deceleration of the reservoir compaction process. In addition, changes in the properties of adjacent rocks do not generate a similar displacement behavior for all observed horizons.

[pt] A redução drástica no valor do barril de petróleo em decorrência do crescimento desacelerado das maiores economias do mundo e da queda no consumo está promovendo uma mudança no comportamento da Indústria de Petróleo, uma vez que a redução dos custos de produção associado ao aumento da produtividade é essencial para o setor. Além disso, os aspectos ambientais estão em evidencia devido ao aumento da temperatura global nos últimos anos. Sendo assim, o Método de Recuperação Avançado WAG (Water Alternating Gas) com injeção de dióxido de carbono (CO2) é capaz de aliar aumento de produção de óleo com redução da emissão de dióxido de carbono na atmosfera. Essa dissertação tem o objetivo de estudar o efeito do WAG-CO2 sobre o fator de recuperação e sequestro de dióxido de carbono em reservatório arenítico. Para isso, serão realizadas simulações numéricas de fluxo contínuo em modelos blackoil e composicional utilizando as ferramentas WinProp, Builder, IMEX e GEM, do pacote de simuladores da CMG (Computer Modelling Group). Sendo o IMEX usado para modelos black-oil e o GEM para composicional. O conhecimento das permeabilidades, fenômenos de histerese e tensão interfacial para a simulação numérica são fundamentais para definir o plano de desenvolvimento e as variáveis do processo, responsáveis pelo acréscimo do fator de recuperação e economicidade. Porém, o IMEX e o GEM não permitem que a tensão interfacial e histerese sejam estudos simultaneamente. O fator de recuperação das simulações considerando tensão interfacial foram, em média, 3 por cento maiores que para os casos com histerese, e 0,6 por cento superiores nas injeções iniciando com o gás. Além disso, o aumento no número de poços produtores e injetores melhorou o varrido do reservatório, porém, aspectos como pressão do reservatório, produção de gás e de água devem ser monitorados. / [en] The drastic reduction in the amount of oil as a result of slowed growth of the world s largest economies and the fall in consumption, is promoting a change in the behavior of the Petroleum Industry, since the reduction in production costs coupled with increased productivity is essential for the sector. Moreover, environmental aspects are evident due to the global temperature rise in recent years.Therefore the Advanced Recovery Method WAG (Water Alternating Gas) with carbon dioxide injection (CO2) is able to combine oil production increase with a reduction in carbon dioxide emissions in the atmosphere. This dissertation is intended to study the effect of WAG-CO2 on the recovery factor and carbon dioxide sequestration in sandstone reservoir. For this, numerical simulations streaming will be held in black-oil and compositional models using the WinProp tools, Builder, IMEX and GEM, the simulator package CMG (Computer Modelling Group). Being the IMEX used for black-oil models and the GEM to compositional. Knowledge of permeability, hysteresis phenomena and interfacial tension for the numerical simulation are essential to define the development plan and the process variables responsible for the increase in the recovery factor and economy. However, IMEX and GEM not allow the interfacial tension and hysteresis be studied simultaneously. The result of simulations for interfacial tension were, on average, greater than 3 percent for the cases with hysteresis, and 0.6 percent higher in injections with starting gas. Furthermore, the increase in number of producing and injection wells improved sweep of the reservoir, however, aspects such as reservoir pressure, gas production and water must be monitored.

[pt] Reservatórios carbonáticos respondem por mais de 50 por cento da produção mundial de hidrocarbonetos. No Brasil, ganharam mais importância com o descobrimento do Pré-Sal, em 2006. A principal ferramenta de previsão e gerenciamento de reservatórios é a simulação numérica que, tradicionalmente, tem na compressibilidade do poro o único parâmetro geomecânico. Normalmente é adotado apenas um valor, mantido constante, deste parâmetro para todo o reservatório. Porém, a rocha-reservatório sofre deformações durante a explotação do campo, as quais induzem redução da porosidade e permeabilidade. Enquanto o primeiro efeito não é bem representado pela compressibilidade, o segundo não sofre qualquer alteração. Além disso, cada fácies tem um comportamento tensão versus deformação diferente. Por isso a importância de se fazer modelagens acopladas de fluxo e geomecânica em que cada tipo de rocha é representado individualmente. Visando essas análises integradas, mas sem aumento do custo computacional, utiliza-se o pseudoacoplamento, o que permite que esses modelos sejam usados de forma rotineira pelos engenheiros de reservatórios. Esse tipo de acoplamento atualiza a porosidade e a permeabilidade com base em tabelas que relacionam poropressão com multiplicadores de porosidade e permeabilidade. Visando uma boa representação do comportamento da rocha-reservatório, as tabelas de pseudoacoplamento são elaboradas com base em ensaios mecânicos laboratoriais realizados com amostras do próprio campo, representativas de cada fácies. São realizadas análises comparativas utilizando modelos homogêneos e heterogêneos, variando o tipo de representação da geomecânica, que pode ser através da compressibilidade ou do pseudoacoplamento. Conhecidos os efeitos geomecânicos da compactação, a etapa final desta metodologia consiste no estudo de um modelo que visa atenuá-los. / [en] Carbonate reservoirs are responsible for over 50 per cent of world hydrocarbon production. In Brazil, they started to gain more importance after the Pre-Salt discovery, in 2006. The main method to predict and manage reservoirs is numerical simulation in which, traditionally, the only geomechanical parameter is the rock compressibility. Usually it is adopted one single value for the whole model, which is kept constant. During exploitation, though, the reservoir-rock deforms, causing porosity and permeability reduction. While the first effect is not well predicted by rock compressibility, the second is simply kept constant. Besides that, each facies has its own stress-strain behavior. That is why it is so important to model the reservoir flow coupled to geomechanics representing each rock type in a single layer. With the aim of obtaining these integrated analyses, but without additional computational cost, the pseudo-coupling is used, which lets such models to be ran on day-by-day basis by reservoir engineers. This kind of coupling updates both porosity and permeability based on tables that correlate porepressure and porosity and permeability multipliers. In order to have the mechanical behavior of the reservoir-rock well represented, the pseudo-coupling tables are elaborated based on laboratory mechanical tests with samples from the same field to be modeled. In this way, each facies represented on the model has its own table that takes to reservoir simulation the geomechanical effects through porosity and permeability variation. Comparative analyses are done using homogeneous and heterogeneous models, varying the type of geomechanical representation, through rock compressibility or pseudo-coupling. Once known the compaction geomechanical effects, it is simulated a model that tries to attenuate them.

[pt] O conhecimento do que acontece no reservatório em produção a partir de variações temporais dos atributos sísmicos devido aos processos dinâmicos vem atingindo um valor crescente na indústria do petróleo, especialmente em arenitos. Este processo possui vários desafios, focados em grande parte a desvendar a superposição dos diferentes efeitos provocados pelas mudanças do reservatório nos dados sísmicos. As propriedades sísmicas são afetadas de maneira complexa por vários fatores, sendo a saturação um dos mais importantes, principalmente em rochas porosas como o arenito. Esta propriedade influencia no módulo elástico da rocha e sua resposta sísmica e, ao mesmo tempo, introduz dispersão da velocidade (variação da velocidade com a freqüência). A transição de fluido efetivo (distribuição homogênea e menores velocidades) para fluido com distribuição heterogênea (e maiores velocidades) estabelece um mecanismo de dispersão presente para freqüências sísmicas in situ, especialmente no arenito. O método mais utilizado para aplicar a técnica de substituição de fluidos se baseia na teoria de Gassmann (1951), que considera o meio poroso estático (estado de isostress), onde o fluido não é afetado pela perturbação da onda. No entanto, pesquisas mostram que as velocidades acústicas em rochas saturadas de fluido dependem da freqüência, do tipo de fluido e sua distribuição no meio poroso, viscosidade e outras propriedades que tornam as ondas dispersivas. Neste trabalho são realizadas simulações de fluxo de reservatórios, transformações de física de rochas, upscaling e modelagem sísmica em cenários de injeção de gás com o objetivo de esclarecer a importância de levar em conta a dispersão da velocidade na análise time-lapse. Para isso, são analisados para cada modelo mapas de saturação, velocidade, impedância e sismogramas sintéticos (seções de contraste) calculados com as teorias de substituição Gassmann (1951) e Mavko E Jizba (1991). Os resultados mostram que a resposta sísmica pode ter um incremento de até 15 por cento quando a dispersão devida ao fluxo local é considerada. Porosidade e tortuosidade são parâmetros essenciais que influenciam de maneira diferente na resposta sísmica. / [en] The evaluation of reservoir dynamics during production through time-lapse interpretation has reached a substantial importance in the petroleum industry, mainly in sandstones. This evaluation presents many challenges, mainly concerned to unmask the overlapping of different effects in seismic data due to reservoir changes. Several factors affect seismic properties and saturation is one of the most important. This property influences the rock bulk modulus and seismic response and also causes a velocity dependence on the frequency. This phenomenon is known as velocity dispersion. Furthermore, the transition from effective homogeneous fluid to heterogeneous saturation represents a dispersion mechanism that appears for seismic frequencies in situ in sandstones. The most commonly method used to perform the fluid substitution technique is based in Gassmann theory (1951). This approach considers a static porous media (isostress condition), where fluid is not affected by wave propagation. However, it is well known that acoustic velocities in fluid saturated rocks depends on frequency, according to fluid type and distribution on porous media, viscosity, and others properties that become waves dispersive. In this work reservoir flow-simulation, rock physics transformations, upscaling and seismic modeling were performed in gas injection scenarios. Synthetic seismograms and some contrast sections were generated using Gassmann (1951) and Mavko & Jizba (1991) substitution theories. The goal is to clarify the relevance of considering velocity dispersion on time-lapse seismic analyzing possible differences in the seismic parameters. Results show that seismic response could increase in 15% when squirt flow dispersion is considered. Porosity and tortuosity are essential parameters to analyze seismic response.

[pt] A simulação numérica é uma ferramenta essencial para a engenharia de reservatórios moderna, em particular no desenvolvimento de campos de óleo marítimos. A maioria das simulações de reservatórios utilizam malhas estruturadas em três dimensões, com tamanho variando de alguns milhares a dezenas de milhões de células. Algumas simulações apresentam um alto custo computacional que pode dificultar os estudos de desenvolvimento de um campo, mesmo com a alta capacidade computacional disponível hoje. Malhas de simulação não-estruturadas são uma alternativa para reduzir o tamanho dos modelos de reservatórios (e, consequentemente, o tempo de execução das simulações), sem sacrificar a qualidade dos resultados. Este trabalho utiliza malhas de Voronoi, também conhecidas como malhas de bissetores perpendiculares, uma vez que suas propriedades permitem simplificar as equações discretizadas do escoamento em comparação com outros tipos de malhas não-estruturadas. Dois passos são críticos para a criação de um modelo não-estruturado de reservatórios a partir de um modelo geológico refinado: geração da malha e transferência de escala das propriedades. A maioria dos métodos propostos para ambas as tarefas utilizam informações de simulações na malha refinada. Embora essa abordagem apresente bons resultados, pode ser muito custosa e precisa ser refeita caso haja alterações significativas nas condições de escoamento. Este trabalho discute técnicas para geração de malha e transferência de escala que não dependam de simulações na escala fina. As técnicas utilizam apenas a distribuição de propriedades de reservatórios e o posicionamento de poços, falhas e outras feições discretas. A abordagem adotada para geração da malha parte de uma disposição regular de pontos que são redistribuídos de acordo com um mapa de espaçamento previamente definido. Dois algoritmos iterativos para redistribuição desses pontos baseados em modelos físicos são propostos. Diversos critérios de espaçamento também são investigados. Dois algoritmos de transferência de escala em malhas não-estruturadas são propostos. Estes métodos se baseiam nas técnicas de Cardwell and Parsons e de renormalização para transferência de escala em malhas estruturadas. Por fim, exemplos representativos são utilizados para demonstrar as potencialidades e eficácia das estratégias propostas. / [en] Numerical simulation represents an essential tool for modern reservoir engineering, especially for the development of offshore oil fields. Most reservoir simulations are performed on three-dimensional structured grids, with a size ranging from a few thousands to tens of millions of cells. Some simulations can have a high computational cost that hinders the field development studies, even using the processing power available nowadays. Unstructured meshes are an effective alternative to reduce the size of reservoir models (and, consequently, the overall simulation time) without sacrificing the quality of the results. In this work, we adopt Voronoi meshes, also known as perpendicular bisector grids, since their properties simplify the discretized flow equations in reservoir simulations when compared to other types of unstructured meshes. Two main steps are critical to creating an unstructured reservoir model from a refined geological model: grid generation and upscaling of the reservoir properties. Most methods employed for both steps rely on information obtained from simulations using fine-scale meshes. Although this approach yields good results, it can be time-consuming and may be optimal only for the specified set of flow conditions. This work discusses the generation of unstructured grids and upscaling techniques that do not require any previous simulations. Instead, they are based only on reservoir property distributions and the location of discrete features such as wells and faults. The proposed grid generation strategy starts from a regular set of points and then redistributes them according to a previously defined spacing map. Two iterative redistribution algorithms based on physical models are presented, and several criteria for spacing maps are also investigated. Two upscaling algorithms for unstructured grids are proposed, based on the Cardwell and Parsons and renormalization techniques for structured meshes. Finally, representative examples are presented to demonstrate the capabilities and effectiveness of the proposed strategies.

[pt] A injeção de água é o método mais comum para manter a pressão e melhorar a recuperação de óleo contido em um reservatório. A eficiência de recuperação de óleo no caso de óleos pesados é limitada pela alta razão de mobilidade entre o fluido deslocante e o fluido deslocado. Como a sede mundial por energia aumenta todo ano, enquanto o fluxo de petróleo dos campos petrolíferos conhecidos juntamente com a descoberta de novos reservatórios declina a uma velocidade considerável, torna-se indispensável utilizar métodos mais efetivos para extrair o petróleo dos reservatórios conhecidos. Diferentes métodos de recuperação avançada de óleo são desenvolvidos em busca de alternativas. A injeção de dispersões, em particular a injeção de emulsões óleoem- água, como um agente de controle de mobilidade do fluido injetado tem sido testada e estudada com relativo sucesso. Porem esta técnica ainda não é totalmente desenvolvida ou compreendida. O uso efetivo de injeção de emulsões como uma alternativa para a recuperação de petróleo requer uma completa análise dos diferentes regimes de fluxo de emulsões dentro do espaço poroso de um reservatório. Se o tamanho de gota da fase dispersa for da mesma ordem de magnitude do tamanho de poro, as gotículas podem se aglomerar e bloquear parcialmente o escoamento através do espaço poroso, controlando assim a mobilidade do fluido deslocante, obtendo assim um deslocamento mais uniforme e um aumento no fator de recuperação. Este trabalho tem como objetivo principal o estudo do processo de deslocamento de óleo em um meio poroso por injeção de água e emulsões óleo-in-água. Diferentes experimentos foram realizados para análise de diferentes aspectos do problema, incluindo a injeção alternada de água e emulsão óleo-em-água a diferentes vazões, injeção alternada de água e emulsão em meios com diferentes permeabilidades conectados paralelamente e visualização do escoamento através de um meio poroso transparente formado por esferas de vidro não consolidadas. Um modelo do escoamento de emulsão foi considerado através da modificação da curva de permeabilidade relativa da fase aquosa, que é escrita como função não só da saturação, mas também da concentração de gotas de emulsão e do número de capilaridade local. O processo de deslocamento de óleo através de injeção alternada água-emulsão foi também estudado numericamente através de um código desenvolvido em Matlab utilizando o modelo TPFA (Two Flux Approximation) and IMPES (IMplicit Pressure and Explicit Pressure Saturation). / [en] Water injection is a common method to maintain reservoir pressure and improve oil recovery. The efficiency of oil recovery in the case of heavy oils is limited by the high mobility ratio between the injected water and oil. As the world thirst for energy is increasing every year while oil production from known oil reservoirs together with the discovery of new oil reservoirs deplete at considerable rate, it becomes indispensable to use more effective methods to produce oil from known reservoirs. The injection of dispersions, in particular of oil-in-water emulsions, as an agent of mobility control of injected fluid has been tested and studied with relative success. However this technique is not completely developed and understood. The effective use of emulsion injection as an alternative for oil recovery needs a complete analysis of different regimes of emulsion flow through the pore space of a reservoir. If the drop size of the dispersed phase is of the same order of magnitude of the pore size or lager, the drops can agglomerate and partially block the flow through the pores, thus controlling the displacing fluid mobility, getting a more uniform displacing front and an increase in the oil recovery factor. The main goal of this work is the study of oil displacement process through a porous media by water and oil-in-water emulsion injection. Different experiments were carried out for analysis of different aspects of the problem, including the alternating injection of water and oil-in-water emulsion at different flow rates, through cores with different permeabilities connected in parallel, and visualization of flow through a transparent non consolidated porous media, formed by glass beads. A model of emulsion flow was considered by modifying the relative permeability curve of the aqueous phase, which is written as a function not only of the aqueous phase saturation, but also as a function of the emulsion drop concentration and local capillarity number. The process of oil displacement by alternated water-emulsion injection was also studied numerically by a code developed in Matlab using TPFA (Two Flux Approximation) and IMPES (IMplicit Pressure and Explicit Pressure Saturation) methods.

[pt] O sequestro de dióxido de carbono (CO2) em campos de petróleo já desenvolvidos é considerado uma das opções para mitigar o CO2 antropogênico expelido na atmosfera. O CO2 tem sido utilizado como fluido de injeção em operações de recuperação avançada de petróleo com CO2 (CO2-EOR). Como parte deste processo, o CO2 reage com o óleo que expande seu volume, reduz sua viscosidade e a tensão interfacial CO2/óleo, tornando mais fácil sua recuperação. Enquanto, quantidades significativas de CO2 ficam retidas no reservatório. O objetivo desses projetos é maximizar a produção de óleo, minimizando a injeção de CO2. No entanto, em projetos de sequestro para maximizar a produção de óleo com a maior quantidade de armazenamento de CO2, o gás injetado requer ser maximizado. O objetivo desta pesquisa é entender melhor o potencial tanto para a recuperação avançada de óleo e armazenamento de CO2, por meio da simulação da CO2-EOR. Para atingi-lo propõe-se os seguintes objetivos específicos: (1) caracterização dos fluidos, modelagem do comportamento de fases dos fluidos usando a equação de estado (EOS) para aplicação confiável na simulação composicional; (2) investigar diferentes processos EOR, injeção contínua de gás (CGI) e injeção alternada de água e gás (WAG); e, (3) otimização do desempenho do processo CO2-EOR e a avaliação da capacidade de armazenamento de CO2 durante a produção de óleo. Os seguintes parâmetros foram considerados no estudo da otimização: i) miscibilidade; ii) a injeção cíclica; iii) a taxa de injeção e produção; iv) segregação gravitacional; v) tipo, número e locação dos poços de injeção e produção; e, vi) razão de WAG e tamanhos dos slugs. São necessárias um grande número de simulações para alcançar uma compreensão abrangente e avaliar as diferentes estratégias de injeção e tempo de injeção, em otimização de recuperação de óleo e capacidade de armazenamento de CO2. / [en] Sequestration of carbon dioxide (CO2) into already developed oil fields is considered as one of the option for mitigating anthropogenic CO2 discharge into the atmosphere. In Carbon dioxide Enhance Oil Recovery (CO2-EOR) operations the CO2 has been used as the injection fluid. As part of this process, the CO2 reacts with the oil that increases its volume, reduces its viscosity and interfacial tension CO2/oil, making easier oil recovery. While, significant quantities of CO2 remain sequestered in the reservoir. The goal of such projects is maximizing the oil production and minimizing the CO2 injection. However, in sequestration projects, for maximum oil production with the highest amount of CO2 storage, the injected CO2 requires to be maximized. The goal of this research is to better understand the potential for both enhanced oil recovery and storage of CO2, through the CO2-EOR simulation. To achieve it propose the following specific objectives: (1) the characterization fluids, modeling of fluid phase behavior using equation of state (EOS) for reliable application on the compositional simulation; (2) investigate different EOR processes, continuous gas injection (CGI) and water alternating gas (WAG) injection; and, (3) optimization the CO2-EOR process performance and evaluation of the CO2 storage capacity during oil production. The following parameters were considered in the optimization study: i) miscibility; ii) cyclic injection; iii) injection and production rate; iv) gravity override; v) type, number and location of injection and production wells; and, vi) WAG ratios and WAG slug sizes. A number of simulations are required to achieve comprehensive understanding and evaluate the different injection strategies and injection timing, on optimization of oil recovery and CO2 storage capacity.