Made available in DSpace on 2014-12-17T14:08:55Z (GMT). No. of bitstreams: 1 TayllandyaSP_DISSERT.pdf: 2803522 bytes, checksum: 516959be83003bd573c721b4ad05b984 (MD5) Previous issue date: 2013-11-06 / Conselho Nacional de Desenvolvimento Cient?fico e Tecnol?gico / Nowadays, most of the hydrocarbon reserves in the world are in the form of heavy oil, ultra - heavy or bitumen. For the extraction and production of this resource is required to implement new technologies. One of the promising processes for the recovery of this oil is the Expanding Solvent Steam Assisted Gravity Drainage (ES-SAGD) which uses two parallel horizontal wells, where the injection well is situated vertically above the production well. The completion of the process occurs upon injection of a hydrocarbon additive at low concentration in conjunction with steam. The steam adds heat to reduce the viscosity of the oil and solvent aids in reducing the interfacial tension between oil/ solvent. The main force acting in this process is the gravitational and the heat transfer takes place by conduction, convection and latent heat of steam. In this study was used the discretized wellbore model, where the well is discretized in the same way that the reservoir and each section of the well treated as a block of grid, with interblock connection with the reservoir. This study aims to analyze the influence of the pressure drop and heat along the injection well in the ES-SAGD process. The model used for the study is a homogeneous reservoir, semi synthetic with characteristics of the Brazilian Northeast and numerical simulations were performed using the STARS thermal simulator from CMG (Computer Modelling Group). The operational parameters analyzed were: percentage of solvent injected, the flow of steam injection, vertical distance between the wells and steam quality. All of them were significant in oil recovery factor positively influencing this. The results showed that, for all cases analyzed, the model considers the pressure drop has cumulative production of oil below its respective model that disregards such loss. This difference is more pronounced the lower the value of the flow of steam injection / Atualmente, a maior parte das reservas de hidrocarbonetos no mundo se encontram na forma de ?leo pesado, ultra-pesado ou betume. Para a extra??o e produ??o desse recurso ? necess?ria a implanta??o de novas tecnologias. Um dos processos promissores para a recupera??o desse ?leo ? a drenagem gravitacional assistida com vapor e solvente (ESSAGD) que utiliza dois po?os horizontais paralelos, onde o injetor ? disposto acima do produtor. A realiza??o do processo se d? mediante a inje??o de um aditivo de hidrocarboneto em baixa concentra??o em conjunto com vapor. O vapor contribui com calor para redu??o da viscosidade do ?leo e o solvente ajuda na miscibilidade, reduzindo a tens?o interfacial entre ?leo/solvente. A principal for?a atuante neste processo ? a gravitacional e a transfer?ncia de calor ocorre por meio da condu??o, convec??o e pelo calor latente do vapor. Neste estudo foi utilizado o modelo discretizado, onde o po?o ? discretizado da mesma forma que o reservat?rio, sendo cada se??o do po?o tratada como um bloco da grade, com conex?o interblocos com o reservat?rio. O presente trabalho tem como objetivo analisar a influ?ncia da perda de carga e calor ao longo do po?o injetor no processo ES-SAGD. O modelo utilizado para estudo trata-se de um reservat?rio homog?neo, semissint?tico com caracter?sticas do Nordeste Brasileiro e as simula??es num?ricas foram realizadas atrav?s do simulador t?rmico STARS da CMG (Computer Modelling Group). Os par?metros operacionais analisados foram: porcentagem de solvente injetado, vaz?o de inje??o de vapor, dist?ncia vertical entre os po?os e qualidade de vapor. Todos eles foram significativos no Fator de Recupera??o de ?leo. Os resultados demonstraram que, para todos os casos analisados, o modelo que considera a perda de carga apresenta produ??o acumulada de ?leo inferior ao seu respectivo modelo que desconsidera tal perda. Essa diferen?a ? mais acentuada quanto menor o valor da vaz?o de inje??o de vapor

Submitted by Kilvya Braga (kilvyabraga@hotmail.com) on 2018-04-27T11:04:15Z No. of bitstreams: 1 BALBINA RAQUEL DE BRITO CORREIA - DISSERTAÇÃO (PPGEM) 2016.pdf: 6215965 bytes, checksum: 1bfd34b81d73a0bb406a5054fcdbdd3a (MD5) / Made available in DSpace on 2018-04-27T11:04:15Z (GMT). No. of bitstreams: 1 BALBINA RAQUEL DE BRITO CORREIA - DISSERTAÇÃO (PPGEM) 2016.pdf: 6215965 bytes, checksum: 1bfd34b81d73a0bb406a5054fcdbdd3a (MD5) Previous issue date: 2016-08-16 / CNPq / A simulação numérica é uma ferramenta utilizada para modelar e estudar reservatórios de petróleo de forma a auxiliar na aplicação de métodos de recuperação suplementar. A injeção de água é o método mais utilizado na recuperação de óleo, devido ao baixo custo de processo, a disponibilidade da água e aos mecanismos de manutenção da pressão e deslocamento de óleo. O presente estudo objetivou estudar o escoamento de óleo e água em um reservatório de óleo pesado, homogêneo, com características do Nordeste brasileiro e modelagem do tipo Black oil, de formato irregular, com o intuito de avaliar o comportamento do reservatório e previsão da recuperação de óleo com a aplicação de injeção isotérmica de água. Para tanto, foi utilizado um simulador numérico, em linguagem C++, com solução das equações governantes pelo método dos volumes finitos e uso de coordenadas generalizadas, a partir de 30 anos de injeção de água, para estudar parâmetros de reservatório e operacionais e avaliar sua influência na recuperação de óleo. Foram realizadas simulações para deliberar sobre a malha do reservatório, estudo do passo de tempo mínimo utilizado nas simulações e efeito de diferentes valores de pressão inicial do reservatório. Dessa forma, foi definida uma malha com 100x50 volumes elementares e o modelo five-spot invertido para avaliar a influência de diferentes valores de permeabilidade absoluta da rocha, grau API do óleo e diferentes vazões de injeção de água, na recuperação de óleo. Foram realizadas análises da localização de poços na malha, a partir da distância entre poços injetores e produtores. A partir dos casos estudados e por meio de gráficos de Volume Poroso Injetado (VPI) versus Volume Poroso de Óleo Recuperado (VPOR), gráficos de Corte de água no tempo e mapas de saturação de água e pressão na formação produtora, ao longo tempo, foi identificado que, no processo de injeção de água, o aumento da permeabilidade absoluta influenciou negativamente e o aumento da vazão de injeção influenciou positivamente a recuperação do óleo, enquanto que o grau API não mostrou influência significativa. Em síntese, com o estudo da alocação dos poços na malha, verificou-se que os poços produtores mais distantes dos poços injetores apresentaram melhores resultados de recuperação de óleo e menor produção de água, pois, o aumento da vazão e a proximidade dos poços, aliada a maiores permeabilidades absoluta da rocha reservatório permitem a ocorrência de fingers viscosos e Breakthrough precoce, fenômenos que reduzem a eficiência do processo de injeção de água. / Numerical simulation is a tool used for modeling and studying oil reservoirs in order to aid in applying additional recovery methods. Water injection is the most common method used in oil recovery due to the low cost process, the availability of water and pressure maintenance and oil displacement mechanisms. This study aimed to study the flow of oil and water in a homogeneous heavy oil reservoir, with Brazilian Northeast characteristics and black oil model, of irregularly form, with the purpose of evaluate the reservoir behavior and prediction of oil recovery due to application of the isothermal water injection. Thus, it was used a numerical simulator, in C++ code, with solution of the governing equations by the finite volume method and the use of generalized coordinates, from 30 years of water injection to study reservoir and opertaing parameters to assess into oil recovery influence. Simulations were accomplished to deliberate on the mesh of the reservoir, minimum time step of the study used in simulations and effects of different initial pressure values of the reservoir. A mesh with 100x50 elementary volumes was defined and inverted five-spot model to evaluate the influence of different absolute values of permeability rock, oil API gravity and different flow rates of water injection on the oil recovery. Wells location analyzes were conducted in the mesh, considering the distance between injection and producers wells. Based on the case studies and using graphs Volume Porous Injected (VPI) and Volume Porous Recovered oil (VPOR), water cut graphs, in time, and reservoir pressure and water saturation maps, over time, it was identified that the water injection process, the absolute permeability increasing have influenced negatively and injection flow rate increased have influenced positively on the oil recovery, while the API gravity has not shown significant influence. In conclusion, it was identified, with the study of allocation of wells in the mesh, that most distance form producing wells of injection wells showed better results on the oil recovery and and reduced water production, therefore, with increasing the flow rate and the proximity of the wells, it combined with larger absolute permeabilities of the reservoir rock, has allowed the occurrence of viscous fingers and early Breakthrough, phenomena which reduce the efficiency of the water injection process.