Orientador: Osvair Vidal Trevisan / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica, Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-08-12T20:49:17Z (GMT). No. of bitstreams: 1 MateoHernandez_JuanAlberto_M.pdf: 12401820 bytes, checksum: 705c41d03544d222731ce816469f47c2 (MD5) Previous issue date: 2006 / Resumo: Neste trabalho são investigados os impactos individual e coletivo dos mecanismos de gás em solução, geração de CO2, destilação, embebição capilar e drenagem gravitacional, sobre a recuperação de óleo e gás, durante a injeção continua de vapor num reservatório naturalmente fraturado contendo óleo pesado. A investigação é feita através de simulação numérica dos fenômenos em modelos padrões de reservatórios. Dois modelos numéricos semelhantes são usados para representar o processo de aquecimento da matriz. O primeiro descreve o aquecimento de uma seção horizontal bidimensional de um bloco da matriz circundado por uma fratura na qual circula vapor. O segundo modelo descreve o aquecimento de um bloco de matriz semelhantemente circundado por uma fratura em que circula vapor, porém na direção vertical, visando agregar o efeito da ação da gravidade. Os estudos foram conduzidos para rochas saturadas com óleo vivo. As propriedades da rocha são as de um reservatório carbonático fraturado real e as propriedades dos fluidos se referem também ao mesmo caso real. Alem disso, as condições operacionais adotadas de pressão e temperatura são as observadas no campo, tornando o estudo e suas conclusões como próprias de um estudo de caso. Os resultados mostram que os principais mecanismos de recuperação de óleo da matriz durante o intervalo de aquecimento de 10 anos, foram os mecanismos de gás em solução e de destilação por arraste de vapor. Este último é o mecanismo de maior importância e é responsável pelo melhoramento da qualidade do óleo produzido / Abstract: In this work, the individual and collective impacts of the mechanisms solution gas drive, CO2 generation, steam distillation, capillary imbibition and drainage gravitational, on the oil and gas recovery, were investigated during the steamflooding of a naturally fractured reservoir containing heavy oil. The investigation was performed for standard reservoir models through numeric simulation. Two similar numerical models represent the matrix heating process. The first describes the heating of a horizontal cross-section of a matrix block surrounded by a fracture, in which the steam is flooding. The second model describes the same method of matrix heating, which was represented in the first model, but in the vertical direction, investigating the action of gravity. The studies were performed for a rock saturated with live oil. The rock properties are the same of a real fractured carbonate reservoir and the fluid properties also refer to the same real case. In addition, the adopted field operational parameters (pressure and temperature) refer to field conditions, turning the study and its conclusions as proper of a case study. The results show that the main mechanisms of oil recovery for the matrix block during the heating interval of 10 years were the integrated action of solution gas and steam distillation. The latter is the dominant mechanism and it is responsible for the improvement in the quality of the produced oil / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientadores: Denis Jose Schiozer, Celio Maschio / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica e Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-08-13T03:31:41Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Sousa_SergioHenriqueGuerrade_M.pdf: 1592526 bytes, checksum: a308d06cf11fb891b71f7b3396952356 (MD5) Previous issue date: 2007 / Resumo: O problema do ajuste de histórico é uma das tarefas que mais demandam tempo em um estudo de reservatório baseado em simulações de fluxo, porque é um problema inverso onde os resultados (dados de produção) são conhecidos, porém os valores de entrada (a caracterização do reservatório) não são integralmente conhecidos. Adicionalmente, as funções objetivo que medem a qualidade do ajuste costumam ser expressões compostas por uma série de componentes que tornam a topologia do espaço de soluções complexa e repleta de não linearidades. A metodologia adotada neste trabalho foi a modelagem do problema de ajuste de histórico como um problema de otimização combinatória de modo que ele pudesse ser abordado através de processos metaheurísticos. Em particular, a metaheurística Busca Dispersa (Scatter Search) foi acoplada a um algoritmo de Busca Direta baseado no método de Hooke e Jeeves para resolver o problema do ajuste de histórico. Reservatórios sintéticos de solução conhecida foram utilizados para fazer a validação da metodologia e, em seguida, ela foi aplicada a outro reservatório, também sintético, mas com características de reservatórios reais onde a solução do ajuste é desconhecida. São discutidos ao longo do texto o uso da metodologia de forma automática e assistida e também os benefícios do uso da computação distribuída na execução do método. As maiores contribuições deste trabalho em relação à questão do ajuste de histórico são: a introdução de uma nova metodologia versátil para uso automático ou assistido, a discussão de algumas características que dificultam o processo de ajuste e de que forma eles podem ser contornados e também a abordagem do tema do ajuste automático vs. o ajuste assistido ilustrado com exemplos. / Abstract: The history matching problem is one of the most demanding tasks in a reservoir simulation study; because it's an inverse problem where the results (production data) are known but the input data (the reservoir characterization data) are not entirely known. Moreover, the objective function that guide the match is usually made out of a series of components that make the topology of the objective function both complex and full of non-linearities. The methodology adopted in this work was to model the history matching problem as a combinatorial optimization problem in order for it to be solved by metaheuristic processes. In particular, the Scatter Search metaheuristic was coupled with a direct search method based on Hooke and Jeeve's method to solve the history matching problem. Synthetic reservoirs of known solutions where used to validate the methodology and then the methodology was applied to another reservoir, also synthetic, but with characteristics of real reservoirs where the solution is not known in advance. Throughout the text, the mixed use of the methodology on both an assisted and automatic fashion is discussed along with the benefits attained by the use of distributed computing resources. The greatest contributions of this work related to the history matching problem are: the introduction of a new versatile methodology for both automatic and assisted matches, the discussion of some characteristics that burden the entire process and some ways to overcome the difficulties, and also the discussion of some tradeoffs between automatic versus assisted history matching with examples to illustrate the matter. / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Osvair Vidal Trevisan / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica e Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-08-14T23:36:31Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Chicuta_AndreaMaiumi_M.pdf: 9556550 bytes, checksum: 8000d9d7bdfe26ea2ecd6564777de501 (MD5) Previous issue date: 2009 / Resumo: Este trabalho foca a recuperação melhorada de petróleo através da técnica conhecida como combustão in-situ. Ensaios experimentais foram realizados com óleo pesado de 12,8ºAPI procedente de um campo onshore no Brasil a fim de avaliar a influência da argila no meio poroso com saturações iniciais de óleo variando de 25 a 50%. O aparato experimental utilizado consiste em: sistema de injeção de fluido, tubo de combustão, sistema de produção de fluidos, sistema de análise gasosa e gasômetro, e sistema de aquisição e análise de dados. Os resultados experimentais obtidos mostram que o fenômeno da combustão é possível para o óleo e a rocha testados. Além disto, estes testes fornecem parâmetros importantes que indicam a ocorrência de reações de oxidação. A argila tem um papel fundamental na deposição de combustível e conseqüentemente na propagação da frente de combustão. Na ausência de argila no meio poroso a frente não foi sustentada, enquanto que na sua presença foi obtido um comportamento da frente de combustão estável. Já o aumento da saturação de óleo ocasionou um maior depósito de combustível. Temperaturas entre 457 à 501ºC foram obtidas na frente de combustão e fator de recuperação de óleo acima de 84%. Verificou-se que as velocidades da frente de combustão variaram entre 14,1 a 18,3 cm/h. Além disto, uma melhora na qualidade do óleo entre 3,2º a 8,4ºAPI foi observada no óleo produzido. Os parâmetros básicos da combustão - consumo de combustível, ar requerido, razão ar/combustível, razão atômica de H/C, utilização de O2 - obtidos durante os experimentos são favoráveis à implantação do método de combustão in-situ e devem servir de guia para o projeto piloto de campo. / Abstract: The present work refers to an experimental study on oil recovery by in-situ combustion. Experimental tests were performed with a heavy oil of 12.8ºAPI from a Brazilian onshore field with the main purpose to survey the influence of clay content in the reservoir rock with initial oil saturations ranging from 25 to 50%. A specific apparatus used can be described in: gas injection system, combustion tube, fluid production system, gas analysis system and control and data recording system. The results indicate that the in-situ combustion method is technically applicable to the rock-fluid system tested. Moreover, the tests were useful in providing the proper range of parameters for the oxidation reactions to occur. Clay has proved to play a key role on fuel deposition and, consequently, on propagation of the combustion front. In a clean sand rock medium, the combustion front was not self-sustained, while with its presence sustainable combustion reactions were achieved. And the increase in oil saturation resulted in a greater fuel deposition. Front peak temperatures were recorded in the range of 457 - 501 ºC for oil recovery factors greater than 84%. Results show combustion front velocities to span between 14.1 to 18.3 cm/h. Worth mentioning, upgradings of 3.2º to 8.4º API were observed in the produced oil. The basic combustion parameters - fuel consumption, air requirement, air-fuel ratio, atomic H/C ratio, oxygen utilization - obtained during the experiments are favorable to the implementation of insitu combustion and shall be used as a guide to the pilot project planned for the field. / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Osvair Vidal Trevisan / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica e Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-08-15T09:21:24Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Goncalves_LuciaInesBonet_M.pdf: 4242860 bytes, checksum: dabd009f0a1e3b92481793ed9e495f64 (MD5) Previous issue date: 2010 / Resumo: Uma das formas de se melhorar o desempenho do processo de recuperação de petróleo conhecido como combustão in situ direta seca, é injetar água simultaneamente ou alternadamente com o ar, o que se denomina de combustão in situ direta molhada. O calor específico do ar seco é consideravelmente menor do que o da água, de tal forma que esta pode realizar um melhor transporte do calor gerado pela frente de combustão, promovendo uma redução na quantidade de ar requerido para varrer um determinado volume do reservatório. O presente trabalho tem como objetivos avaliar, através de ensaios em tubo de combustão, o desempenho da combustão molhada para um óleo pesado (12,88°API) procedente da Bacia do Espírito Santo e obter parâmetros que possam ajudar no balizamento de um futuro projeto piloto. Para isto, foram realizados quatro ensaios em tubo de combustão (um de combustão seca e três de combustão molhada), utilizando o aparato experimental do Laboratório de Métodos Térmicos de Recuperação do Departamento de Engenharia de Petróleo da UNICAMP e também foi elaborado um modelo térmico de simulação para auxiliar na predição dos testes em laboratório, utilizando um simulador comercial. Os resultados experimentais mostram que o processo de combustão molhada apresenta-se estável para o óleo em estudo na medida em que as condições experimentais mantêm-se controladas. Para as razões água-ar estudadas (1,00 x 10-3 m3/m3; 0,56 x 10-3 m3/m3 e 0,33 x 10-3 m3/m3), a presença da água diminui a deposição de combustível, aumentando a velocidade de avanço da frente de combustão e reduzindo a quantidade de ar requerida. É observada uma redução na temperatura média da frente de combustão (de 493 ºC para 460 ºC), mas, ainda assim, mantendo-a na faixa das reações de alta temperatura. Os resultados do modelo de simulação mostram-se próximos aos experimentais, no que diz respeito ao perfil de temperatura / Abstract: One way to improve the performance of the oil recovery method, known as dry forward in situ combustion, is to inject water either simultaneously or intermittently with the air, named as wet forward in situ combustion. The specific heat of the dry air is considerably lower than that of water, such that water may render a better transport of the heat generated by the combustion front, leading to a reduction of the amount of air required to sweep a specified reservoir volume. The objectives of the present work are to evaluate, through combustion tube tests, the wet combustion performance for a heavy oil (12,88°API) from Espírito Santo Basin and to obtain helpful combustion parameters for the design of a future field pilot. For this, four combustion tube tests were performed (one dry combustion and three wet combustions), using the experimental apparatus in the Laboratory of Thermal Methods of Recovery from the Department of Petroleum Engineering at UNICAMP, and it was also developed a thermal simulation model to help on the prediction of the lab tests, using a commercial simulator. The experimental results showed that the wet combustion process is stable for the studied oil, since the experimental conditions are kept under control. For the studied water-air ratios (1,00 x 10-3 m3/m3; 0,56 x 10-3 m3/m3 and 0,33 x 10-3 m3/m3), the presence of water decreases the fuel deposition, increasing the combustion front velocity and decreasing the amout of the air required. A reduction in the average temperature of the combustion front (from 493 ºC to 460 ºC) was observed, but still, in the range of the high temperature oxidation reactions. The results of the simulation model showed an adjustment close to the experimental ones regarding the temperature profile / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Osvair Vidal Trevisan / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica e Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-08-11T00:41:26Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Okabe_ClarissaPaiva_M.pdf: 2059387 bytes, checksum: 7eca532809c263ddd5b0b3751c823f20 (MD5) Previous issue date: 2006 / Resumo: Campos no Canadá e na Venezuela contendo reservatórios de óleo espumoso apresentaram recuperação primária da ordem de 10 a 15 % maior do que a estimada por simuladores numéricos Black-Oil. Além do alto fator de recuperação, foram observadas outras características não convencionais, como baixa razão gás-óleo e alta manutenção da pressão de reservatório. Esta discrepância entre o fator de recuperação estimado e o real é atribuída ao fato de que os simuladores Black-Oil não descrevem adequadamente o comportamento do gás em óleos espumosos. Nesta pesquisa são descritos e comparados três modelos numéricos de óleo espumoso propostos para o simulador pseudo-composicional CMG Stars. Estes modelos permitem descrever as etapas de evolução do gás, que compreendem desde a nucleação das bolhas de gás, o crescimento das bolhas, até a formação de uma fase conectada de gás, com reações cinéticas. Além disso, admite a presença de diferentes formas de gás ¿ gás em solução, gás preso, gás disperso e gás livre - nas fases gás e óleo. A mobilidade da fase gás é avaliada por uma composição de curvas de permeabilidade relativa ao gás. Com o estudo da influência de alguns parâmetros, algumas características típicas de reservatórios de óleo espumoso são explicadas, como a baixa produção de gás, o escoamento do gás na forma dispersa, a alta saturação crítica de gás e as altas razões de produção de óleo / Abstract: Fields in Canada and Venezuela, which contain foamy oil reservoirs, have exhibited a primary oil recovery on the order of 10 to 15 % greater than the recovery estimated by black-oil simulators. Besides the high oil recovery, other unusual characteristics have been observed, as low gas-oil ratio and high reservoir pressure maintenance. Such discrepancy between estimated and the actual oil recovery factor is attributed to the fact that black-oil simulators do not describe adequately gas behavior in foamy oils. In the present study, three numerical models of foamy oil behavior are described and compared using the pseudo-compositional simulator CMG Stars. These models allow describing the steps of gas evolution, since the nucleation of the gas bubbles, the bubble growing, until its connection to form a free phase, via kinetic reactions. The model admits the presence of different forms of gas ¿ solution gas, entrained gas, dispersed gas and free gas ¿ in the oil and gas phases. The mobility of the gas phase is evaluated by a composition of relative permeability curves. After the study on the influence of some parameters, some typical characteristics of the foamy oil reservoirs are explained, as the low gas production, the dispersed gas flow, the high critical gas saturation and the high oil production rates / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientadores: Saul Barisnik Suslick, Denis Jose Schiozer / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica, Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-12T08:07:04Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Avansi_GuilhermeDaniel_M.pdf: 1362823 bytes, checksum: 732bf257c2ca9c9de80531fdd59770e5 (MD5) Previous issue date: 2008 / Resumo: O processo tradicional de estratégia de produção demanda muitas simulações, devido ao alto número de variáveis e combinações. Devido à impossibilidade de investigar todas as alternativas, processos tradicionais levam a resultados sub-ótimos. Processos automatizados podem resolver em partes esse problema, porém o tempo computacional se eleva devido ao acréscimo do número de simulações geradas no processo. Dentro desta perspectiva, este trabalho propõe uma metodologia de aplicação de metamodelos no processo de estratégia de produção e na avaliação econômica de campos de petróleo, possibilitando um número maior de alternativas e aumentando as chances de melhores decisões na escolha da estratégia de produção de campos de petróleo, sendo que metamodelos já foram utilizados em outras áreas (análise de risco, ajuste de histórico etc.). Os metamodelos estudados e aplicados envolvem: métodos estatísticos; planejamento estatístico; metodologia de superfície de resposta e teste de consistência. Os metamodelos utilizados neste trabalho mostraram que podem ser utilizados para seleção de estratégias de produção, trazendo uma opção adicional ao processo além de encontrar soluções que não são observadas pelos métodos tradicionais, e que permitiu mudar a decisão utilizada no processo de avaliação econômica em um amplo espaço de solução / Abstract: The traditional process of production strategy demands many simulations due to the high number of variables and possibilities. Sub-optimal results can be obtained from manual processes; Automatic processes can mitigate this problem but the computational effort increases as a result of the number of simulations generated in the process. Thus, the objective of this work is an attempt of application of proxy models in the production strategy optimization and in the economic evaluation in petroleum fields, allowing the selection of production strategy evaluating a higher number of alternatives and increasing the chances to find better solutions. Proxies have been used in important applications such as risk analysis, history matching etc. The applied proxy models combine the following components: statistics methods, experimental planning, the response surface methodology and consistency checking. We have shown that proxy models can be used in a definition of production strategy, bringing an additional option in the process. The advantage is to find solutions that are not investigated by the traditional methods; proxy models create new possibilities to change a decision used in an economic evaluation process in a wider solution space / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientadores: Denis Jose Schiozer, Celio Maschio / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica e Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-08-12T07:35:35Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Becerra_GustavoGabriel_M.pdf: 16760750 bytes, checksum: 0609c24d13d46b9121f71356ce9d42a1 (MD5) Previous issue date: 2007 / Resumo: A escassez de informações de qualidade introduz risco ao processo de previsão da produção de petróleo tornando imprescindível o ajuste de histórico de produção, que é a calibração do modelo a partir da resposta produtiva registrada. O ajuste é um problema inverso, em que diferentes combinações dos valores dos parâmetros do reservatório podem conduzir a respostas aceitáveis, especialmente quando o grau de incerteza desses parâmetros é elevado. A integração do ajuste de histórico com a análise probabilística dos cenários representativos conduz à obtenção de uma metodologia para detecção dos modelos calibrados dentro de uma faixa de aceitaçãodefinida. O tratamento de atributos interdependentes de influência global e local e o avanço por etapas são necessários. Desta forma, o objetivo deste trabalho é apresentar uma metodologia que integra a análise de incertezas com o ajuste de histórico em modelos de reservatórios complexos. Este procedimento auxilia a detectar os atributos incertos críticos e sua possível variação com o intuito de estimar a faixa representativa das reservas a desenvolver. Não é alvo obter o melhor ajuste determinístico, mas refletir como o histórico possibilita uma mitigação das incertezas. Assim, a meta é usar modelos mais complexos e aprimorar a metodologia iniciada por Moura Filho (2006), desenvolvida para um modelo teórico simples. São utilizados dois casos de estudo de complexidade similar. Um deles referente ao reservatório do Campo de Namorado, utilizado para verificar e validar, em nível global, a aplicação da metodologia. Na etapa de aplicação, é usado um modelo sintético construído a partir de dados de afloramentos reais no Brasil e compreendendo informações de campos análogos com sistemas turbidíticos depositados em águas profundas. Os métodos aplicados, mediante a redefinição das probabilidades associadas e níveis dos atributos incertos, permitem: (1) reduzir a faixa de ajustes possíveis e obter modelos mais confiáveis; (2) identificar e condicionar à incerteza presente em função dos dados registrados; (3) diminuir os intervalos de incerteza dos parâmetros críticos identificados; (4) demarcar os limites seguros do desempenho futuro do reservatório. A conseqüência é um aumento da confiança no uso da simulação como ferramenta auxiliar do processo decisório. Além disso, procura-se fornecer à equipe multidisciplinar uma metodologia para reduzir o tempo empregado no gerenciamento de múltiplos atributos incertos na etapa de ajuste do modelo. / Abstract: The lack of reliable data or with high degree of uncertainty yields risk to the process of production prediction making the history matching, the model calibration from the registered field production indispensable. History matching is an inverse problem and, in general, different combinations of reservoir attributes can lead acceptable solutions, especially whit high degree of uncertainty of these attributes. The integration of history matching with a probabilistic analysis of representative models yields a way to detect matched models inside an acceptance interval, providing more efficient framework for predictions. It is necessary to consider dependences between global and local attributes. The scope of this work is to present a methodology that integrates the uncertainty analysis with the history matching process in complex models. This procedure helps to detect critical subsurface attributes and their possible variation, in order to estimate a representative range of the additional reserves to be developed. . It is not an objective to obtain the best deterministic model, but to mitigate uncertainties by using observed data. The objective is to improve the methodology initiated by Moura Filho (2006), applied to a simple model. The methodology presented in this work is applied in two study cases with similar complexity. Firstly, the methodology is verified and validated, on global scale, in Namorado Field. Then, at the application stage, it is chosen a synthetic reservoir model made from real outcrop data of Brazil and involving information from analog fields with turbiditic systems deposited in deep waters. The methodology allows the redefinition of the probability and levels of the dynamic and static attributes in order: (1) to reduce the group of possible history matching obtaining more realistic models; (2) to identify the existent uncertainty as a function of observed data; (3) to decrease the uncertainty range of critical reservoir parameters; (4) to increase the confidence in production forecast. One contribution of this work is to present a quantitative approach to increase the reliability on the use of reservoir simulation as an auxiliary tool in decision processes. Another purpose of this work is to provide a procedure to reduce the consumed time to handle multiples uncertainty attributes during the history matching. / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Osvair Vidal Trevisan / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica e Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-08-12T11:42:33Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Moreira_RichardDouglasRibeiro_M.pdf: 5216671 bytes, checksum: f2bb159b2f1d91175972a75a6c43e44c (MD5) Previous issue date: 2006 / Resumo: A injeção de vapor auxiliada por drenagem gravitacional em poço único, denominada SWSAGD (Single Well Steam Assisted Gravity Drainage), é um processo de recuperação terciária desenvolvido com um único poço horizontal. Foram estudadas diversas estratégias, através de simulação numérica, visando a aplicação desta técnica com dados pertinentes a um campo da bacia do Espírito Santo. As estratégias têm diferentes opções como a injeção cíclica prévia e a colocação de obturadores no poço produtor. O desempenho do processo de recuperação para as diferentes estratégias é comparado sempre com aquele obtido para o processo do Dual Well - SAGD para as mesmas condições. São feitas também comparações com a produção primária por poço horizontal e entre as diversas estratégias geradas. A influência de alguns parâmetros - comprimento e posição entre poços, zona de injeção e produção - são apresentados. Com todas estas estratégias de melhoria para o processo SW-SAGD, alcança-se um processo com recuperação maior que os resultados decorrentes do SAGD tradicional com dois poços. / Abstract: The Single Well Steam Assisted Gravity Drainage (SW-SAGD) is a tertiary recovery process developed with an single horizontal well. The objective of this research is to study, with numerical simulation, the application of the SW-SAGD technique to a field dates located in the Espírito Santo Basin. Several strategies were studied for this process using previous cyclic injection and packers. The strategies improved the horizontal well production and enhanced the oil recovery. Comparisons are made along the study between the performance of oil recovery for the developed strategies and the performance of the DW-SAGD at the same operating and field conditions. Comparisons with the primary recovery using horizontal wells and between the strategies were used to improve and choose the best options. The influence of some parameters - length and position between wells, injection and production zones - are presented. As a result of all the improvement, a new strategy for the SW-SAGD process is reached, providing an oil recovery higher than from the DW-SAGD. / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Osvair Vidal Trevisan / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-22T17:34:04Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Machado_CintiaGoncalves_M.pdf: 16851986 bytes, checksum: d2b235b62b2caa45fabdb9df65820998 (MD5) Previous issue date: 2013 / Resumo: A injeção alternada de água e gás (WAG) configura um método mundialmente consagrado de recuperação de petróleo, no qual uma fase aquosa exerce controle de mobilidade e aumenta a área de varrido dos gases injetados no reservatório. O processo de injeção alternada de fluidos imiscíveis gera alterações irreversíveis nas curvas de permeabilidade relativa em função do efeito de histerese. Este efeito é consequente do processo e do histórico de saturações dos fluidos presentes no meio poroso. Sendo os dados de permeabilidade relativa parâmetros essenciais para a predição e gerenciamento da produção de reservatórios de petróleo, mostra-se necessário o conhecimento dos efeitos de histerese para o planejamento de projetos de injeção alternada de água e gás durante o desenvolvimento de campos petrolíferos. Este trabalho consistiu em um estudo laboratorial para investigação do efeito de histerese nas curvas de permeabilidade relativa. Os ensaios foram realizados em regime permanente e utilizou-se Tomografia Computadorizada de Raios-X para a quantificação in situ da variação das saturações dos diferentes fluidos no meio poroso durante os processos de deslocamento no meio poroso. Os deslocamentos consistiram na injeção alternada de salmoura de alta salinidade e nitrogênio em uma rocha calcária de afloramento, análoga aos reservatórios do Pré-Sal, saturada com óleo e água residual. Os principais objetivos foram à avaliação dos efeitos histeréticos nas curvas de permeabilidade relativa e a obtenção de parâmetros a serem utilizados em modelos numéricos para simulação de reservatórios. Efeitos histeréticos foram observados tanto nas curvas de permeabilidade relativa ao gás como nas relativas à salmoura. Estes efeitos foram atribuídos principalmente ao aprisionamento de gás no meio poroso ao longo dos ciclos de injeção. Observou-se também que a saturação residual de óleo se reduziu consideravelmente, ao longo da realização dos ciclos / Abstract: Water-alternating-gas (WAG) injection is a useful configuration for enhanced oil recovery (EOR). WAG consists in the improvement of the mobility control and areal sweep by cyclic injection of gas and water and it has been successfully applied worldwide. Application of WAG to carbonate reservoir has produced non-reversible changes in the permeability curves during the injection cycles in consequence of saturation path and history, which are assigned as permeability hysteresis. Consequently, hysteresis parameters obtained from experimental investigations are often required to adjust hysteresis models and to allow the improvement of the oil recovery prediction. This work reports a laboratorial investigation on relative permeability hysteresis during alternating injection of high salinity brine and nitrogen into an oil saturated carbonate core, analog to the reservoir rocks of Brazilian Pre-salt, under steady-state conditions. X-Ray Computed Tomography (CT) was applied to obtain a multiphasic quantitative analysis of the fluid in-situ saturations in the porous media. Main targets were to evaluate the permeability hysteresis and to assess the parameters to be applied in models of relative permeability hysteresis for numerical simulation. Hysteresis effects on the relative permeability curves were observed in each cycle. Permeability hysteresis was mainly attributed to gas trapping in the porous media during the injection cycles. In addition, the oil residual saturation was decreased along the successive cycles / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestra em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientadores: Célio Maschio, Denis José Schiozer / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-20T18:57:18Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Costa_LuisAugustoNagasaki_M.pdf: 3337483 bytes, checksum: b05ca6a68358b078358ec34ba7f7b07a (MD5) Previous issue date: 2012 / Resumo: O processo de ajuste de histórico consiste em uma das etapas mais importantes envolvendo estudos de reservatórios, pois com o modelo de simulação ajustado pode-se realizar previsões de produção com maior confiabilidade e avaliar diferentes estratégias de produção de forma a obter maior recuperação final com menor custo. Porém, esse processo traz consigo diversas dificuldades, sendo uma delas a não unicidade das soluções, ou seja, vários modelos podem igualmente proporcionar resultados satisfatórios dependendo do objetivo de estudo. Além disso, o reservatório pode possuir diversas heterogeneidades e não linearidades entre atributos do reservatório e valores de produção e pressão, o que também contribui para aumentar a complexidade do problema. Através dos diversos trabalhos já publicados comprovou-se que cada caso possui diferentes características, de forma que uma metodologia aplicada com sucesso a um determinado caso pode não ser aplicável a outro e vice e versa. Dessa maneira, estudos nessa área devem ser realizados e atualizados constantemente. O grande desafio em problemas envolvendo ajuste de histórico está relacionado à redução do número de simulações necessárias para alcançar ajustes satisfatórios de acordo com o objetivo proposto. Entre as diversas técnicas que podem ser encontradas na literatura para tal propósito, uma que chama atenção é a aplicação de metamodelos gerados através de Redes Neurais Artificiais. Os metamodelos, uma vez gerados, são capazes de fornecer os resultados muito mais rápido que o simulador, pois se tratam de modelos simplificados. As RNA, por sua vez, são estruturas capazes de captar com eficiência as não linearidades entre entradas e saídas de um dado problema. Assim, os metamodelos gerados por RNA possuem características que os tornam promissores para serem utilizados como substitutos do simulador em etapas do ajuste que demandam maior esforço computacional. Deste modo, nesse trabalho foi avaliada a aplicação de metamodelos gerados por RNA no processo de ajuste de histórico, principalmente no que se refere à influência que a qualidade do conjunto de entrada exerce sobre o desempenho do metamodelo gerado e com relação à confiabilidade da utilização do metamodelo como substituto do simulador para casos práticos, com características mais próximas da realidade. Os resultados mostraram que a ferramenta, apesar dos erros envolvidos, por se tratar de um modelo simplificado, pode ser utilizada como ferramenta auxiliar ao simulador de escoamento no processo de ajuste de histórico. Não é recomendada a sua utilização como substituta do simulador no processo inteiro, porém, pode contribuir em etapas do processo que não requerem grande precisão dos resultados. Para a confiabilidade dos resultados, é necessário validar a resposta (encontrada por meio do metamodelo) usando o simulador de reservatórios / Abstract: The history matching process is one of the most important stages involving studies of reservoirs, because with the adjusted reservoir model, the production forecasts can be done with higher reliability and different production strategies can be evaluated to obtain greater final recovery associated with less costs. However, this process have several problems associated, one being the multiple solution, meaning that different models provide satisfactory results, depending on the objective of the study. Furthermore, the reservoir in study can have different heterogeneities and nonlinearities between reservoir attributes and values of production and pressure, which also contributes to increase the complexity. Various published work showed that each case has different characteristics, so that a methodology that was applied successfully in one case, may not be efficient in another and vice-versa. Thus, studies in this area should be developed and updated constantly. The great challenge in problems involving history matching is related to reducing the number of simulations required to achieve satisfactory adjustments in accordance with the proposed objective. Among several procedures for this purpose, the application of proxy models generated through artificial neural networks (ANN) can be cited. The proxy models, once generated, are able to calculate the results much faster than the simulator due to the fact that they are simplified models. The ANN are structures capable of efficiently capture nonlinearities between inputs and outputs of a given problem. Thus, these proxy models have characteristics that make them promising for use as substitute of simulator in stages that require greater computational effort. Thereby, in this work the application of proxy models generated through ANN in the history matching process was evaluated, primarily regarding to the influence of the input quality in the proxy performance and the reliability of the use of proxy models as substitutes of the simulator in a realistic reservoir model. The results showed that the tool, despite the errors involved, because it is simplified model, can be used as auxiliary tool to the flow simulator in the process of history matching. It is not recommended to use as a substitute in the whole process, however, can contribute in the process stages that do not require great precision. For reliable results, it is necessary to validate the response (found through the proxy) using the reservoir simulator / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo