Orientadores: Denis Jose Schiozer, Rogerio Favinha Martini / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-08-10T21:15:17Z (GMT). No. of bitstreams: 1 CavalcanteFilho_JoseSergiodeAraujo_M.pdf: 2472913 bytes, checksum: 464d5c8a43739b69b30541844e3fe175 (MD5) Previous issue date: 2005 / Resumo: A definição e otimização de estratégias de produção são processos complexos porenvolverem diversas variáveis e possuírem um grande número de cenários possíveis. Mapas de qualidade são importantes ferramentas de auxílio à decisão, capazes de representar várias propriedades do reservatório que influenciam na produção do campo, sendo, portanto, úteis no processo de definição e otimização de estratégias de produção, como mostrado por outros autores que verificaram um aumento de eficiência nos estudos onde foram utilizados. Estes mapas integram as variáveis geológicas e de fluido do reservatório permitindo a identificação de regiões de maior ou menor potencial de produção, tanto para campos novos quanto para campos maduros. O método de geração de mapas de qualidade mais utilizado na literatura usa simulações numéricas de reservatórios considerando apenas um poço produtor que é simulado pelo tempo necessário para representar a produtividade de cada região, e cuja posição muda a cada simulação de modo a cobrir toda a malha do reservatório. Este método exige um grande número de simulações e enorme esforço computacional. O objetivo deste trabalho é propor metodologias confiáveis a fim de acelerar o processo de geração do mapa de qualidade. No presente trabalho diversos métodos de geração são desenvolvidos e avaliados segundo suas vantagens e desvantagens após um rigoroso estudo. O método da krigagem é utilizado para interpolar os pontos não simulados dos mapas gerados. São utilizados diferentes modelos de reservatório efunções-objetivo (forma de avaliação do potencial de cada região), além de diversos métodos de geração, para a realização de uma análise completa e confiável dos métodos propostos. Os resultados mostram que, dentre os métodos testados, o método que abre diversos produtores e injetores simultaneamente apresentou a melhor relação tempo de geração/confiabilidade. Foi proposta ainda uma variação do mapa de qualidade capaz de identificar o motivo pelo qual certas regiões apresentaram baixo potencial aumentando ainda mais a utilidade da ferramenta / Abstract: The definition and optimization of production strategies are complex processes that involve many variables and a great number of possible scenarios. Quality maps are important decision making tools capable of representing various reservoir properties which influence field production and, therefore, are important for the process of defining and optimizing production strategies, as demonstrated by other authors, who observed improvements in reservoir productivity in the cases they studied. These maps integrate geological and fluid variables, allowing for the identification of regions of greater or lower production potential, whether one is analyzing reservoirs in the development phase or mature fields. The most commonly used method to generate a quality map uses reservoir numerical simulations considering a unique production well, operating for enough time to represent the oil potential of each position. The well position is changed in each simulation run in order to cover all the reservoir grid area. This requires long running times and high computational effort depending on the problem features, thus rendering the process unfeasible. The objective of this work is to develop a reliable methodology which accelerates the generation process. Therefore, several generation methods were developed in the present work and the best technique was selected after a thorough analysis. The kriging interpolation method was used to interpolate the skipped points in all cases. Several reservoir models, quality map generation methods and objective functions (approach to evaluate the potential of each region) were used to validate the obtained results. Some methods have obtained a great reduction in the time and effort required to generate the maps. The results have shown that a method proposed in the present work, with fixed producers and injectors, is a reliable technique, yielding good results and presenting the best relation between generation time and reliability. In this work, a quality map capable of identifying the reason for the existence of regions with lower production potential was also proposed, improving the utility and application of this tool / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Denis Jose Schiozer / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica e Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-08-12T08:32:24Z (GMT). No. of bitstreams: 1 MontoyaMoreno_JuanManuel_M.pdf: 2098742 bytes, checksum: c03cbaf7c1d95c189a074da09d33d7dd (MD5) Previous issue date: 2007 / Resumo: A injeção de água tem sido um método de recuperação de petróleo muito usado na industria do petróleo. Um dos principais problemas associados a este método e a perda da injetividade. Diferentes procedimentos tem sido propostos para minimizar os efeitos de tal perda, um dos quais e a injeção acima da pressão de fratura, que consiste em injetar água com pressão suficiente para criar canais de alta condutividade, com o objetivo de restaurar a injetividade inicial do poço. Este procedimento tem se mostrado viável, tendo como vantagem à manutenção da injetividade em valores similares aos iniciais, embora apresente dificuldade de modelagem e incertezas em relação à eficiência de varrido, ao comportamento da frente de avanço da fratura e a influencia desta na recirculação da água. Uma forma adequada de modelar esse fenômeno e a integração da geomecanica com a simulação de escoamento, mas este tipo de abordagem envolve maior custo computacional, alem de não ter sido completamente implementado em aplicações comerciais, o que dificulta aplicações praticas. Outras diferentes técnicas de simulação são usadas para modelar o fenômeno, tais como modificadores de transmissibilidade associados a refinamentos locais de malha. Neste trabalho, e proposta a simulação da fratura por meio do uso de um poço horizontal virtual, usando um simulador comercial de escoamento e um software para simulações de processos de faturamento hidráulico acoplados explicitamente. De inicio, modela-se a perda de injetividade num poço injetor de água e, junto com o modelo geomecanica de fratura, usam-se modificadores de transmissibilidade para modelar a fratura como modelo de referencia. Posteriormente, introduz-se um modelo de fratura representado por um poço horizontal virtual mediante programação em simuladores comerciais. Os resultados mostram que o poço horizontal virtual representa adequadamente o comportamento da fratura em relação ao modelo de modificadores de transmissibilidade, evitando necessidade de refinamentos locais, tornando-se uma ferramenta útil para simular casos de campo em grande escala. Palavras-Chave: simulação de reservatório; injeção de água; perda de injetividade; injeção de água acima da pressão de fratura; geomecanica. / Abstract: Water injection has been the most used method to improve oil recovery. The main problem of this method, related directly with operational efficiency, is the injectivity loss which is the loss of capacity to maintain water injection rates due to formation damage. Different models have been proposed to minimize the injectivity loss effects due to its high economic impact on oil production. One of these methods is water injection above formation parting pressure. It consists in creating high conductivity channels inside the reservoir to restore or to increase well injectivity. This method has advantages associated with injectivity maintenance but it is difficult to model and it presents uncertainties in relation to sweep efficiency, to fracture tip behavior and its influence on the water re-circulation. One way to model the problem is the integration of geomechanical and flow simulation, but it requires a higher computation time and it has not been completely implemented in commercial simulators. Different techniques are used to model the water injection above formation parting pressure, such as transmissibility modifiers associated with local grid refinement. In this work, a methodology is proposed for fracture simulation using both numerical fluid flow and geomechanical simulators, coupled explicitly, using a virtual well to model the fracture. Initially, injectivity loss is modeled and, along with geomechanical fracture model, transmissibility modifiers are used to model the fracture. This model represents the reference fracture model. Then, the fracture is represented by a virtual horizontal well, allowing easy implementation into commercial simulators. The results show that the virtual horizontal well represents adequately the fracture's behavior given by the reference model, avoiding local grid refinement and, allowing full field scale simulations without simulation grid modification. / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Denis José Schiozer / Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-23T13:02:13Z (GMT). No. of bitstreams: 1 MunozMazo_EduinOrlando_D.pdf: 5130890 bytes, checksum: d577582a347f8585e79c27a461f4bf93 (MD5) Previous issue date: 2013 / Resumo: A injeção de água como método para auxiliar na recuperação de hidrocarbonetos e na manutenção da pressão em reservatórios tem sido aplicada de maneira crescente nas últimas décadas devido às suas características de eficiência, baixo custo e alta disponibilidade da água, o que faz com que este procedimento seja considerado com frequência na fase de desenvolvimento de campos de petróleo, como parte da estratégia inicial de produção. No entanto, volumes cada vez maiores de água produzida são reportados pelas companhias operadoras, com grandes implicações técnicas e econômicas para as mesmas. Esta situação pode, em alguns casos, fazer com que a água deixe de ser considerada como um recurso e passe a ser vista como um empecilho à produção. Outro problema associado à injeção de água em reservatórios é a perda de injetividade causada pela diminuição da permeabilidade na região vizinha aos poços injetores, decorrente do dano de formação. Portanto, implementar soluções ao problema da perda de injetividade e considerar o controle da água injetada e produzida na etapa de lançamento e otimização de estratégias de produção têm um impacto significativo no desempenho produtivo e financeiro de um projeto de exploração e produção (E&P), especialmente em reservatórios heterogêneos e fraturados, onde as propriedades petrofísicas trazem consequências importantes no escoamento dos fluidos de injeção e produção. Nesse trabalho é realizada uma análise da aplicação do processo de injeção com pressão de propagação de fratura (Injection with Fracture Propagation Pressure - IFPP) mediante a modelagem dos processos de perda de injetividade e propagação de fratura utilizando ferramentas de simulação de uso comercial. Posteriormente, uma metodologia para o gerenciamento de água baseada no controle dos volumes de injeção e produção de água é proposta e aplicada para casos de reservatório heterogêneo e naturalmente fraturado. Os resultados apontam que a injeção de água com propagação de fratura pode ser utilizada para remediar os efeitos nocivos da perda de injetividade, permitindo, em alguns casos, um aumento significativo da recuperação de óleo. Apontam também que a sua modelagem pode ser estudada como um problema de otimização de vazão, evidenciando a necessidade de inclusão do controle da injeção (otimização de vazão e determinação da data de fechamento do poço injetor) na fase de proposta e posterior otimização de estratégias de produção. Finalmente, mostram o efeito positivo do controle da injeção de água, aliado ao controle da produção, como mecanismo para o gerenciamento de água, possibilitando um melhor desempenho produtivo e financeiro de reservatórios heterogêneos e fraturados que utilizam a injeção de água como método de recuperação secundária / Abstract: Water injection as a method to assist hydrocarbon recovery and reservoir pressure maintenance has been applied increasingly in recent decades because of its characteristics of efficiency, low cost and high availability of water. This makes this procedure often considered in the development of oil fields as part of the initial production strategy. However, increasing volumes of produced water have been reported by the operating companies, with major technical and economic implications for them. This may cause the water to stop being regarded as a resource and to start to be seen as a constraint to the production. Another problem associated with water injection into the reservoir is the injectivity loss caused by the permeability decrease in the region adjacent to the injection wells due to the formation damage. Therefore, implementing solutions to the problem of injectivity loss and considering the control of injected and produced water in the proposal and optimization of production strategy stage have a significant impact on the productive and financial performance of exploration and production (E&P) projects. This happens in heterogeneous and fractured reservoirs, where the petrophysical properties have a significant impact on the flow of injection and production fluids. In this work is carried out an analysis of the application of the injection with fracture propagation pressure (IFPP) process by modeling injectivity loss and fracture propagation using commercial simulation tools. Subsequently, a methodology for water management based on control of injection volumes and water production is proposed and applied to cases of heterogeneous and naturally fractured reservoirs. The results show that water injection with fracture propagation can be used to remedy the harmful effects of injectivity loss allowing, in some cases, a significant increase in oil recovery. Also indicate that its modeling can be studied as a flow rate optimization problem, highlighting the need for the inclusion of the injection control (optimization of the injection rate and shutting time of the injection well) at the proposal and subsequent optimization stage of production strategies. Finally, show the positive effect of the control of water injection, coupled to the control of water production, as a mechanism for managing water, providing better productive and financial performance for heterogeneous and fractured reservoirs using water injection as a method of improved oil recovery / Doutorado / Reservatórios e Gestão / Doutor em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Armando Zaupa Remacre / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica e Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-08-03T18:08:29Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Sancevero_SergioSacani_M.pdf: 11223861 bytes, checksum: 4e1d81a7b97619bdeec6c0a58da2e74b (MD5) Previous issue date: 2003 / Resumo: A modelagem de corpos geológicos que possuam caracteristicas de depósitos turbidíticos é uma tarefa muito importante para a indústria de petróleo, principalmente no Brasil, onde os principais reservatórios estão situados nesse tipo de ambiente deposicional. A simulação booleana de objetos e a simulação seqüencial gaussiana são técnicas geoestatísticas que permitem a construção de modelos de referência sintéticos, porém com caracteristicas geológicas, que podem ser submetidos ao processo de modelagem sísmica que num trabalho de caracterização de reservatórios, podem ser usados para testar algoritmos de interpretação, inversão sísmica. Uma vantagem no caso de utilizar dados sintéticos para a realização de estudos de caracterização de reservatórios está na facilidade de interpretar os resultados e gerar conclusões objetivas, uma vez que se pode isolar os diversos fenômenos que afetam o resultado, analisando-os separadamente. Outra caracteristica, bastante importante dos dados sintéticos é que se tem um conjunto de dados de referência para a validação dos resultados. Nesta dissertação propõe-se mostrar a criação de um modelo de referência sintético para ser utilizado em estudos de caracterização de reservatórios. Como resultados, obtém-se um modelo geológico e petrofisico que represente as heterogeneidades de reservatórios petrolíferos do tipo turbidítico, bem como um modelo sísmico sintético onde as ferramentas de interpretação e inversão sísmica possam ser testadas e seus resultados avaliados de maneira concreta já que se tem um controle sobre as estruturas que se deseja interpretar. Conclui-se então a importância de um modelo de referência para estudos de caracterização de reservatórios e propõem-se como trabalhos futuros estudos relativos à conectividade dos corpos reservatório gerado, modelagem de outros sistemas deposicionais e estudos sobre o comportamento do fluxo no modelo sintético / Abstract: The geological modeling of bodies that have characteristics of turbidite reservoir is a very important task for the industry of oil, main1y in Brazil, where the main reservoirs are situated in that kind of deposicional environment. The simulation based in objects by Boolean model and the sequential gaussian simulation are the geostatistics techniques that permit the construction of synthetic reference models, however with geological characteristics, that can be submitted to the seismic modeling that in a work of reservoirs characterization, can be used to test algorithms of seismic interpretation and inversion. An advantage in case of use synthetic dataset for the achievement of studies of reservoir characterization is in the facility of interpret the results and generate objective conc1usions, since it can be isolated the diverse phenomena that affect the result, analyzing them separately. Another important characteristic, of the synthetic dataset is that has a reference model for the validation of results. In this dissertation the propose is the creation of a synthetic reference model to be used in studies of reservoir characterization. As results, obtain a petrophysical and geological model that represent the heterogeneities of turbidites oil-producing reservoirs, as well as a synthetic seismic model where the tools of seismic interpretation and inversion can be tested and his results can be evaluated of effective way since has a control about the structures that is desired interpreto Conc1ude itself then the importance of a model of reference for studies of reservoir characterization and propose as future works studies about the connectivity of the reservo ir bodies generated, modeling of others depositionals systems, and studies about fluid flow behavior / 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, 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