Made available in DSpace on 2014-12-17T14:08:47Z (GMT). No. of bitstreams: 1 MartinhoQAF_DISSERT.pdf: 3517855 bytes, checksum: e2d79876500fdde55b949a6a832b6ff0 (MD5) Previous issue date: 2011-05-27 / Water injection is the most widely used method for supplementary recovery in many oil fields due to various reasons, like the fact that water is an effective displacing agent of low viscosity oils, the water injection projects are relatively simple to establish and the water availability at a relatively low cost. For design of water injection projects is necessary to do reservoir studies in order to define the various parameters needed to increase the effectiveness of the method. For this kind of study can be used several mathematical models classified into two general categories: analytical or numerical. The present work aims to do a comparative analysis between the results presented by flow lines simulator and conventional finite differences simulator; both types of simulators are based on numerical methods designed to model light oil reservoirs subjected to water injection. Therefore, it was defined two reservoir models: the first one was a heterogeneous model whose petrophysical properties vary along the reservoir and the other one was created using average petrophysical properties obtained from the first model. Comparisons were done considering that the results of these two models were always in the same operational conditions. Then some rock and fluid parameters have been changed in both models and again the results were compared. From the factorial design, that was done to study the sensitivity analysis of reservoir parameters, a few cases were chosen to study the role of water injection rate and the vertical position of wells perforations in production forecast. It was observed that the results from the two simulators are quite similar in most of the cases; differences were found only in those cases where there was an increase in gas solubility ratio of the model. Thus, it was concluded that in flow simulation of reservoirs analogous of those now studied, mainly when the gas solubility ratio is low, the conventional finite differences simulator may be replaced by flow lines simulator the production forecast is compatible but the computational processing time is lower. / A inje??o de ?gua ? o m?todo de recupera??o suplementar mais difundido na maioria dos campos de petr?leo, devido a v?rios motivos, como o fato de a ?gua ser um eficiente agente deslocante de ?leos com baixa viscosidade associado ao fato de ser relativamente f?cil de injetar e de existir grande disponibilidade de ?gua a um custo relativamente baixo de se obter. Para o dimensionamento de um projeto de inje??o de ?gua ? necess?rio efetuar um estudo de reservat?rio com o objetivo de se definir os v?rios par?metros necess?rios para aumentar a efic?cia do m?todo. Para este estudo podem ser utilizados v?rios modelos matem?ticos classificados como anal?ticos ou num?ricos. Este trabalho tem como objetivo efetuar uma an?lise comparativa entre os resultados apresentados por um simulador de linhas de fluxo e um simulador convencional por diferen?a finita, que s?o dois tipos de simuladores de fluxo baseados em m?todos num?ricos, para um modelo de um reservat?rio de petr?leo leve submetido ? inje??o de ?gua. Para tanto foram montados dois modelos de reservat?rio, sendo um modelo heterog?neo e outro homog?neo contendo valores m?dios das propriedades de rocha do primeiro modelo. Foram realizadas compara??es dos resultados destes modelos considerando sempre as mesmas condi??es de opera??o. Em seguida foram alterados alguns par?metros de fluido e de rocha em ambos os modelos e efetuadas novamente compara??es de resultados. A partir do planejamento fatorial, realizado para a an?lise de sensibilidade dos par?metros de reservat?rio, foram escolhidos alguns casos para efetuar an?lise da varia??o dos par?metros operacionais escolhidos que foram a vaz?o de inje??o de ?gua e a localiza??o dos canhoneados. Observou-se que os resultados entre os simuladores s?o bastante similares na maioria dos casos estudados, tendo sido encontrado diverg?ncias apenas nos casos em que h? aumento na raz?o de solubilidade de g?s do modelo. Desta maneira foi conclu?do que o simulador convencional por diferen?as finitas pode ser substitu?do por um simulador por linhas de fluxo em reservat?rios semelhantes ao estudado, quando a raz?o de solubilidade possui valores baixos, sem preju?zo aos resultados de produ??o e com menores tempos de processamento computacional. / 2020-01-01