Orientador: Rosângela Barros Zanoni Lopes Moreno / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-28T12:56:20Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Dominguez_LuciaGarcia_M.pdf: 8169227 bytes, checksum: 3b6d0e210f4dc8a2db3d9f8b9f93f6c0 (MD5) Previous issue date: 2015 / Resumo: A capacidade de armazenamento de hidrocarbonetos no reservatório depende do tipo de rocha e da estrutura dos poros. Uma das propriedades rocha-fluido mais estudadas é a permeabilidade relativa, ou seja, a medida da resistência ao escoamento que um fluido apresenta na presença de outro. A permeabilidade relativa é essencial para a avaliação dos processos de recuperação de hidrocarbonetos e previsão do escoamento multifásico de fluidos através do reservatório. A permeabilidade relativa depende de outros parâmetros que têm sido estudados por especialistas durante os últimos anos, como saturação dos fluidos, molhabilidade, tensão interfacial, estrutura porosa, temperatura, heterogeneidades e vazão de deslocamento. Em relação ao efeito da vazão de deslocamento na permeabilidade relativa, muitas pesquisas têm sido realizadas sem conseguir um acordo. Por tanto, a principal motivação deste estudo é a falta de conformidade na literatura. O foco do trabalho é encontrar se existe dependência da permeabilidade relativa com a vazão e avaliar este efeito em óleos de diferentes viscosidades. Foram realizados quinze testes de deslocamento em regime transiente a temperatura e vazão constantes. Os experimentos de laboratório foram executados com três plugues, cortados a partir de uma amostra única de rocha carbonática e saturados com três óleos de viscosidades diferentes, respetivamente. Foram utilizadas três vazões diferentes para cada amostra, que correspondem aos valores mínimo, máximo e intermediário de acordo o critério de dos Santos et al (1997) que visa balancear as forças viscosas, capilares e gravitacionais. Estas vazões foram variadas começando pela maior e diminuindo até a menor e posteriormente revertendo o ciclo, para observar se a sequência seguida influencia nos resultados. A análise dos resultados foi realizada mediante o método de Johnson-Bossler-Naumann para calcular as permeabilidades relativas ao óleo e à água. Sob as condições dos testes realizados, observou-se que as saturações e permeabilidades dos pontos terminais bem como as curvas de permeabilidade relativa, dependem da vazão. Além disso, pode-se observar que as variações foram diferentes dependendo da viscosidade do óleo utilizado. Deste modo, o óleo de menor viscosidade sempre se comportou de modo contrário ao de maior viscosidade e a mistura dos outros dois teve um comportamento intermediário. Este comportamento tem sido atribuído, nos óleos mais viscosos, a um aumento no ângulo de contato e consequente diminuição do número capilar em resposta à vazão mais elevada. Já nos óleos menos viscosos, a vazão não altera significativamente o ângulo de contato e, portanto, o número capilar aumenta com a vazão. Estas diferenças na variação do número capilar, dependendo do óleo utilizado, podem gerar as tendências diferentes nos resultados e explicar o desacordo na literatura / Abstract: The storability of hydrocarbons in the reservoir is dependent upon the rock formation and the pore structures. One of the main important rock-fluid property is the relative permeability, a measure of the flow resistance of one fluid in the presence of another one into the rock. Relative permeability depends on other parameters which have been studied by researchers during the years like fluid properties and saturation, wettability, interfacial tension, porous structure, temperature, heterogeneity and flow rate. Many researchers have focused on flow rate influence in relative permeability curves without obtaining agreement. Therefore, the main motivation for this study is the lack of conformity in the literature. The focus of the work is to find whether there is dependence of relative permeability with the flow and evaluate this effect in oils of different viscosities. Fifteen transient displacement tests were performed at constant temperature and flow rate. The laboratory experiments were performed with three plugs, cut from a single sample of carbonate rock and saturated with three fluids of different viscosities, respectively. Three different flow rates were used for each sample, corresponding to the minimum, maximum and intermediate according to dos Santos et al criterion (1997) which aims to balance the viscous, capillary and gravitational forces. These flow rates were varied starting with the largest and decreasing to the smallest, and subsequently reversing the cycle, to see if the next sequence influences the results. Experimental results were analyzed using JBN method (Johnson-Bossler-Naumann) to calculate oil and water relative permeability curves. Under the studied circumstances, it was observed that the end point saturations and permeabilities and the relative permeability curves depend on the flow rate. Moreover, variations were different depending on the viscosity of the oil used. Thus, the lower viscosity oil will always behave in a contrary manner to the higher viscosity and the mixture of the other two had an intermediate performance. This behavior has been attributed, for more viscous oils, to an increment in contact angle and thus diminution in the capillary number in response to the higher flow. Nevertheless in lower viscous oils, the flow rate does not alter significantly the contact angle and thus the capillary number increases with flow rate. These differences in the variation of the capillary number depending on the oil used may generate the differences on the results trends and explain the disagreement in the literature / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestra em Ciências e Engenharia de Petróleo