Made available in DSpace on 2014-12-17T14:08:48Z (GMT). No. of bitstreams: 1 DaviMSBL_DISSERT.pdf: 4742258 bytes, checksum: 95c358d84716a6d20ba53990ae56c3f3 (MD5) Previous issue date: 2011-09-02 / Coordena??o de Aperfei?oamento de Pessoal de N?vel Superior / The world has many types of oil that have a range of values of density and viscosity, these are characteristics to identify whether an oil is light, heavy or even ultraheavy. The occurrence of heavy oil has increased significantly and pointing to a need for greater investment in the exploitation of deposits and therefore new methods to recover that oil. There are economic forecasts that by 2025, the heavy oil will be the main source of fossil energy in the world. One such method is the use of solvent vaporized VAPEX which is known as a recovery method which consists of two horizontal wells parallel to each other, with a gun and another producer, which uses as an injection solvent that is vaporized in order to reduce the viscosity of oil or bitumen, facilitating the flow to the producing well. This method was proposed by Dr. Roger Butler, in 1991. The importance of this study is to analyze how the influence some operational reservoir and parameters are important in the process VAPEX, such as accumulation of oil produced in the recovery factor in flow injection and production rate. Parameters such as flow injection, spacing between wells, type of solvent to be injected, vertical permeability and oil viscosity were addressed in this study. The results showed that the oil viscosity is the parameter that showed statistically significant influence, then the choice of Heptane solvent to be injected showed a greater recovery of oil compared to other solvents chosen, considering the spacing between the wells was shown that for a greater distance between the wells to produce more oil / Existem no mundo diversos tipos de ?leo que apresentam uma diversidade de valores de densidade e viscosidade, essas s?o caracter?sticas para identificar se um ?leo ? leve, pesado ou at? mesmo ultrapesado. A ocorr?ncia de ?leo pesado vem aumentando sensivelmente e apontando uma necessidade de maiores investimentos na explora??o de jazidas e consequentemente em novos m?todos de recupera??o desse ?leo. Existem previs?es econ?micas de que, para o ano 2025, o ?leo pesado seja a principal fonte de energia f?ssil no mundo. Um desses novos m?todos seria a utiliza??o de solvente vaporizado conhecido como VAPEX que ? um m?todo de recupera??o que consiste em dois po?os horizontais paralelos entre si, sendo um injetor e outro produtor, que utiliza como inje??o solvente vaporizado que tem com o prop?sito reduzir a viscosidade do ?leo ou betume, facilitando o escoamento at? o po?o produtor. Esse m?todo foi proposto por Dr. Roger Butler, em 1991. A import?ncia do presente estudo ? analisar como influenciam alguns par?metros operacionais e de reservat?rio, importantes no processo VAPEX, tais como o acumulo de ?leo produzido, no fator de recupera??o, na vaz?o de inje??o e na taxa de produ??o. Par?metros como vaz?o de inje??o, espa?amento entre os po?os, tipo do solvente a ser injetado, permeabilidade vertical e a viscosidade do ?leo foram abordados neste estudo. Os resultados mostraram que a viscosidade do ?leo foi o par?metro que mais mostrou influ?ncia significativa estatisticamente, em seguida a escolha do Heptano como solvente a ser injetado mostrou uma maior recupera??o de ?leo em rela??o aos demais solventes escolhidos. Considerando o espa?amento entre os po?os, foi mostrado que para uma maior dist?ncia entre os po?os h? uma maior produ??o de ?leo

Submitted by Automa??o e Estat?stica (sst@bczm.ufrn.br) on 2016-05-30T23:24:06Z No. of bitstreams: 1 JoselisseSoaresDeCarvalhoSantos_TESE.pdf: 16053934 bytes, checksum: cf451c4ddd4d01f3d1adc928b9fb2590 (MD5) / Approved for entry into archive by Arlan Eloi Leite Silva (eloihistoriador@yahoo.com.br) on 2016-06-02T19:17:42Z (GMT) No. of bitstreams: 1 JoselisseSoaresDeCarvalhoSantos_TESE.pdf: 16053934 bytes, checksum: cf451c4ddd4d01f3d1adc928b9fb2590 (MD5) / Made available in DSpace on 2016-06-02T19:17:42Z (GMT). No. of bitstreams: 1 JoselisseSoaresDeCarvalhoSantos_TESE.pdf: 16053934 bytes, checksum: cf451c4ddd4d01f3d1adc928b9fb2590 (MD5) Previous issue date: 2015-10-19 / A recupera??o avan?ada de petr?leo tem sido foco de in?meras pesquisas buscando o melhoramento da recupera??o do ?leo in place dos reservat?rios, isto porque os reservat?rios maduros e/ou aqueles que possuem ?leos muito viscosos precisam de meios que auxiliem no escoamento e conseq?ente produ??o. Diante disto, foram estudadas as propriedades f?sico-qu?micas, entre estas propriedades verificaram-se o comportamento reol?gico e a tens?o superficial dos pol?meros, variando a concentra??o e a temperatura. Ap?s a obten??o da concentra??o de overlep, foi analisada a tens?o interfacial da solu??o de petr?leo/poliacrilamidas e, estas em presen?a de tensoativo e EDTA. Tamb?m, observou-se a permeabilidade destas solu??es, modificando a concentra??o. Com isso, o objetivo desta caracteriza??o foi observar a viabilidade destas solu??es nos processos de deslocamento de petr?leo em meio poroso. Os resultados obtidos mostraram que o aumento da ionicidade das poliacrilamidas promove um aumento da viscosidade no meio. No caso da temperatura seu aumento reduz a viscosidade para as poliacrilamidas de baixa ionicidade, a aumenta a viscosidade das poliacrilamidadas de alta ionicidade. Quanto a permeabilidade, verificou-se que os pol?meros ani?nicos apresentaram press?es mais elevadas em compara??o aos pol?meros de baixa ionicidade, e acredita-se que esse comportamento esteja relacionado ?s viscosidades destes pol?meros, que s?o mais altas. Na tens?o superficial observou-se a regi?o da concentra??o de overlep de cada pol?mero, consequentemente foi observado que as cargas i?nicas n?o influenciaram consideravelmente na redu??o das tens?es interfaciais entre o ?leo e as poliacrilamidas e constataram-se redu??es das IFT de todas as solu??es estudadas quando comparada ao caso ?gua/petr?leo. Tal resultado ? um bom ind?cio para seu uso no processo de recupera??o avan?ada de petr?leo. Finalmente, ao injetar as solu??es estudadas no meio poroso, verificou-se que as solu??es de pol?meros com maior ionicidade em presen?a de tensoativo e EDTA promoveram uma sinergia na recupera??o avan?ada de petr?leo, quando comparadas ?s solu??es contendo apenas pol?meros. / Enhanced oil recovery has been the focus of countless research projects aiming for the improvement of the in place oil recovery from the reservoirs, especially because mature fields and/or fields containing heavy oil require further assistance to ensure oil flow and consequent production. Having that in mind, physical and chemical properties such as the rheological behaviour and the superficial tension of polymers, for different concentrations and temperatures, were studied. After obtaining the polymers critical aggregation concentration (c.a.c.), the interfacial tension (IFT) between the polyacrylamide/oil solutions was evaluated, as well as for the solutions containing surfactant (SB) and EDTA. The permeability and the application of those solutions in enhanced oil recovery of those solutions was also observed using the Botucatu arenite. The results obtained demonstrated that the increase in the polymers ionicity promotes an increase in the solution viscosity. An increase in temperature reduced the viscosity for the low ionicity polyacrylamides, but caused an increase in the viscosity for some of the high ionicity ones. Concerning permeability, the anionic polymers presented higher injection pressure values when compared to the lower ionicity ones, and that behaviour is believed to be related to the viscosities of those polymers, which are higher. Regarding superficial tension, the c.a.c. region for each polymer was observed, and the conclusion was that the ionic charges had little or no influence in the reduction of interfacial tensions between the oil and the polymers, while the decrease in IFT for all solutions was observed when compared to the system formed by water and oil. The aforementioned results are a good indicator that the polymers studied are suitable for the enhanced oil recovery process. By injecting the solutions into the porous media, it was observed that the solutions formed by SB associated to EDTA improved the flow inside the porous media. The results indicated that the enhanced oil recovery using the polymer/ surfactant/ EDTA solutions reached a recovery factor of 18 % of the original oil. In addition, it could be observed that polymers presenting the higher ionicity, associated to surfactant and EDTA, promoted a synergy in the enhanced oil recovery when compared to the solutions containing only polymers.

Made available in DSpace on 2014-12-17T14:08:34Z (GMT). No. of bitstreams: 1 AntonioRGpdf.pdf: 5141308 bytes, checksum: d76799635535d71b79841802f1a64db0 (MD5) Previous issue date: 2009-07-30 / Petr?leo Brasileiro SA - PETROBRAS / Exploration of heavy oil reservoirs is increasing every year in worldwide, because the discovery of light oil reservoirs is becoming increasingly rare. This fact has stimulated the research with the purpose of becoming viable, technically and economically, the exploration of such oil reserves. In Brazil, in special in the Northeast region, there is a large amount of heavy oil reservoir, where the recovery by the so called secondary methods Water injection or gas injection is inefficient or even impracticable in some reservoirs with high viscosity oils (heavy oils). In this scenario, steam injection appears as an interesting alternative for recover of these kinds of oil reservoirs. Its main mechanism consists of oil viscosity reduction through steam injection, increasing reservoir temperature. This work presents a parametric simulation study of some operational and reservoir variables that had influence on oil recovery in thin reservoirs typically found in Brazilian Northeast Basins, that use the steam injection as improved oil recovery method. To carry out simulations, it was used the commercial software STARS (Steam, Thermal, and Advanced Processes Reservoir Simulator) from CMG (Computer Modeling Group) version 2007.11. Reservoirs variables studied were horizontal permeability, vertical and horizontal permeability ratio, water zone and pay zone thickness ratio, pay zone thickness and thermal conductivity of the rock. Whereas, operational parameters studied were distance between wells and steam injection rate. Results showed that reservoir variables that had more influence on oil recovery were horizontal permeability and water zone and pay zone thickness ratio. In relation to operational variables, results showed that short distances between wells and low steam injection rates improved oil recovery / A cada ano tem ocorrido cada vez mais a explora??o de reservas de ?leo pesado em diversas regi?es do mundo. Isto tem sido feito porque ? cada vez mais rara a exist?ncia de jazidas petrol?feras de ?leos leves. Este fato tem impulsionado in?meras pesquisas em dire??o a tornar vi?vel, do ponto de vista operacional e econ?mico, a explora??o de tais reservas de ?leo. No Brasil, em especial na regi?o Nordeste, existe uma grande quantidade de reservat?rios de ?leos pesados, onde a recupera??o pelos m?todos ditos secund?rios inje??o de ?gua e gases mostram-se ineficientes ou at? invi?veis em alguns reservat?rios que apresentam ?leos de elevada viscosidade. Neste cen?rio, a inje??o de vapor surge como uma alternativa bastante interessante na recupera??o do ?leo desses tipos de reservat?rios. Seu principal mecanismo consiste na redu??o da viscosidade do ?leo por meio da inje??o de um fluido aquecido, no caso, vapor de ?gua, aumentando a temperatura do reservat?rio. Este trabalho apresenta um estudo param?trico das vari?veis de reservat?rio e operacionais que influenciam no fator de recupera??o de ?leo ao longo da vida produtiva do reservat?rio em reservat?rios delgados tipicamente encontrados em Bacias do Nordeste brasileiro, que utilizam a inje??o de vapor como m?todo avan?ado de recupera??o. O estudo foi conduzido atrav?s de simula??o num?rica, utilizando o programa STARS (Steam, Thermal, and Advanced Processes Reservoir Simulator) do grupo CMG (Computer Modelling Group) vers?o 2007.11. As vari?veis de reservat?rio compreenderam a permeabilidade horizontal, a raz?o entre a permeabilidade vertical e horizontal, a raz?o entre a zona de ?gua e a de ?leo, a espessura da zona produtora de ?leo e a condutividade t?rmica da rocha. Enquanto que os par?metros operacionais estudados foram a dist?ncia entre po?os e a vaz?o de inje??o de vapor. Os resultados obtidos mostraram que as vari?veis de reservat?rios que mais influenciaram no fator de recupera??o foram a permeabilidade horizontal e a raz?o entre a zona de ?gua e de ?leo. Com rela??o ?s vari?veis operacionais, menores dist?ncias entre po?os e vaz?es de inje??o melhoram o fator de recupera??o durante a vida produtiva do reservat?rio

Made available in DSpace on 2014-12-17T14:08:35Z (GMT). No. of bitstreams: 1 KeilaRSpdf.pdf: 4445609 bytes, checksum: 3395044458045d549e1940f35912e4a6 (MD5) Previous issue date: 2009-07-31 / Petr?leo Brasileiro SA - PETROBRAS / Due to reservoirs complexity and significantly large reserves, heavy oil recovery has become one of the major oil industry challenges. Thus, thermal methods have been widely used as a strategic method to improve heavy oil recovery. These methods improve oil displacement through viscosity reduction, enabling oil production in fields which are not considered commercial by conventional recovery methods. Among the thermal processes, steam flooding is the most used today. One consequence in this process is gravity segregation, given by difference between reservoir and injected fluids density. This phenomenon may be influenced by the presence of reservoir heterogeneities. Since most of the studies are carried out in homogeneous reservoirs, more detailed studies of heterogeneities effects in the reservoirs during steam flooding are necessary, since most oil reservoirs are heterogeneous. This paper presents a study of reservoir heterogeneities and their influence in gravity segregation during steam flooding process. In this study some heterogeneous reservoirs with physical characteristics similar those found in the Brazilian Northeast Basin were analyzed. To carry out the simulations, it was used the commercial simulator STARS by CMG (Computer Modeling Group) - version 2007.11. Heterogeneities were modeled with lower permeability layers. Results showed that the presence of low permeability barriers can improve the oil recovery, and reduce the effects of gravity segregation, depending on the location of heterogeneities. The presence of these barriers have also increased the recovered fraction even with the reduction of injected steam rate / Devido a complexidade dos reservat?rios e as reservas significativamente grandes, a recupera??o de ?leos pesados tem se tornado um dos grandes desafios da ind?stria petrol?fera. Os processos de recupera??o t?rmica t?m sido largamente empregados como um m?todo estrat?gico para melhorar a recupera??o de ?leo pesado. Estes melhoram o escoamento de ?leos atrav?s da redu??o da viscosidade, viabilizando a produ??o de petr?leo em campos considerados n?o comerciais pelos m?todos convencionais de recupera??o. Entre os m?todos t?rmicos, a inje??o de vapor ? o mais utilizado atualmente. Uma consequ?ncia inerente a este processo ? a segrega??o gravitacional, dada pela diferen?a de densidades dos fluidos do reservat?rio e o injetado. Este fen?meno ? fortemente influenciado pela presen?a de heterogeneidades. Como a maior parte dos estudos ? realizada em reservat?rios homog?neos, necessita-se de um estudo mais detalhado dos efeitos das heterogeneidades nos reservat?rios durante a inje??o de vapor, j? que a maioria dos reservat?rios de petr?leo s?o heterog?neos. Este trabalho apresenta um estudo da influ?ncia da presen?a de heterogeneidades na segrega??o gravitacional durante o processo de inje??o cont?nua de vapor. Os modelos estudados representam reservat?rios heterog?neos com caracter?sticas similares ?s encontradas no Nordeste brasileiro. Para a realiza??o das simula??es, foi utilizado o simulador comercial STARS (Steam, Thermal, and Advanced Processes Reservoir Simulator) do grupo CMG (Computer Modelling Group) vers?o 2007.11. As heterogeneidades foram modeladas como camadas de baixa permeabilidade. Os resultados mostraram que a presen?a de barreiras de baixa permeabilidade pode melhorar a recupera??o de ?leo, al?m de reduzir os efeitos da segrega??o gravitacional, dependendo da localiza??o da heterogeneidade. A presen?a dessas barreiras tamb?m permitiu o aumento da fra??o recuperada mesmo com a redu??o da vaz?o de inje??o do vapor

Made available in DSpace on 2014-12-17T14:08:51Z (GMT). No. of bitstreams: 1 RutinaldoAN_DISSERT.pdf: 3892841 bytes, checksum: c2e0ab636612eb7f303f7c05dcbc863a (MD5) Previous issue date: 2012-08-28 / Como os recursos de hidrocarbonetos convencionais est?o se esgotando, a crescente demanda mundial por energia impulsiona a ind?stria do petr?leo para desenvolver mais reservat?rios n?o convencionais. Os recursos mundiais de betume e ?leo pesado s?o estimados em 5,6 trilh?es de barris, dos quais 80% est?o localizados na Venezuela, Canad? e EUA. Um dos m?todos para explorar estes hidrocarbonetos ? o processo de drenagem gravitacional assistido com inje??o de vapor e solvente (ES-SAGD Expanding Solvent Steam Assisted Gravity Drainage). Neste processo s?o utilizados dois po?os horizontais paralelos e situados verticalmente um acima do outro, um produtor na base do reservat?rio e um injetor de vapor e solvente no topo do reservat?rio. Este processo ? composto por um m?todo t?rmico (inje??o de vapor) e um m?todo misc?vel (inje??o de solvente) com a finalidade de causar a redu??o das tens?es interfaciais e da viscosidade do ?leo ou betume. O objetivo deste estudo ? analisar a sensibilidade de alguns par?metros operacionais, tais como: tipo de solvente injetado, qualidade do vapor, dist?ncia vertical entre os po?os, porcentagem de solvente injetado e vaz?o de inje??o de vapor sobre o fator de recupera??o para 5, 10 e 15 anos. Os estudos foram realizados atrav?s de simula??es concretizadas no m?dulo STARS (Steam Thermal, and Advanced Processes Reservoir Simulator) do programa da CMG (Computer Modelling Group), vers?o 2010.10, onde as intera??es entre os par?metros operacionais, estudados em um modelo homog?neo com caracter?sticas de reservat?rios semelhantes aos encontrados no Nordeste Brasileiro, foram observadas. Os resultados obtidos neste estudo mostraram que os melhores fatores de recupera??o ocorreram para n?veis m?ximos do percentual de solvente injetado e da dist?ncia vertical entre os po?os. Observou-se tamb?m que o processo ser? rent?vel dependendo do tipo e do valor do solvente injetado