Made available in DSpace on 2014-12-17T14:08:53Z (GMT). No. of bitstreams: 1 AdrianoJAMB_DISSERT.pdf: 6352547 bytes, checksum: 4f7f1e181e2f04659c084a8901764e58 (MD5) Previous issue date: 2012-07-13 / Injectivity decline, which can be caused by particle retention, generally occurs during water injection or reinjection in oil fields. Several mechanisms, including straining, are responsible for particle retention and pore blocking causing formation damage and injectivity decline. Predicting formation damage and injectivity decline is essential in waterflooding projects. The Classic Model (CM), which incorporates filtration coefficients and formation damage functions, has been widely used to predict injectivity decline. However, various authors have reported significant discrepancies between Classical Model and experimental results, motivating the development of deep bed filtration models considering multiple particle retention mechanisms (Santos & Barros, 2010; SBM). In this dissertation, inverse problem solution was studied and a software for experimental data treatment was developed. Finally, experimental data were fitted using both the CM and SBM. The results showed that, depending on the formation damage function, the predictions for injectivity decline using CM and SBM models can be significantly different / A perda de injetividade, que pode ser causada pela reten??o de part?culas, ocorre geralmente durante a inje??o ou reinje??o de ?gua em campos de petr?leo. V?rios mecanismos, incluindo a exclus?o pelo tamanho (straining), s?o respons?veis pela reten??o de part?culas e bloqueio dos poros da forma??o, causando dano e o decl?nio da injetividade. A previs?o para o dano ? forma??o e a queda da injetividade ? essencial para o gerenciamento de projetos de inje??o de ?gua. O modelo cl?ssico (MC), que incorpora os coeficientes de filtra??o e de dano ? forma??o, tem sido amplamente utilizado na previs?o da perda de injetividade. Esse modelo apresenta bons resultados quando apenas um mecanismo de reten??o ? atuante. Entretanto, v?rios autores relataram discrep?ncias significativas entre o modelo cl?ssico e os dados experimentais, motivando o desenvolvimento de modelos que consideram m?ltiplos mecanismos de reten??o de part?culas, como o modelo de Santos e Barros (MSB, 2010). Neste trabalho, foi estudada a solu??o do problema inverso para diferentes modelos. A partir deste estudo, foi desenvolvido um software para o tratamento dos dados experimentais. Finalmente, os dados experimentais foram ajustados usando tanto o MC quanto o MSB. Os resultados demonstraram que, dependendo da fun??o dano ? forma??o utilizada, as previs?es dos modelos MC e MSB para a perda de injetividade podem ser significativamente diferentes

[pt] Esta dissertação apresenta um estudo numérico, utilizando o método dos elementos finitos, para simular o entupimento de rochas provocado pela injeção de água contendo partículas sólidas. Dentre os diferentes parâmetros que afetam o declínio de injetividade, quatro foram analisados, considerando-se a situação de fluxo unidimensional: fator de dano, concentração de partículas sólidas presentes no fluido de injeção, coeficiente de filtragem e taxa de injeção. Um estudo paramétrico ressaltando a influência destes fatores na perda de injetividade é também apresentado neste trabalho, concluindo-se que os resultados numéricos obtidos concordam satisfatoriamente com as observações experimentais disponíveis e soluções analíticas publicadas na literatura. O trabalho estuda também numericamente a simulação do entupimento dos poros da rocha considerando dois modelos de redução de permeabilidade e recupera valores do coeficiente de filtragem (Lambda ) e do fator de dano ( Beta ) através de análises inversa pelo método dos elementos finitos. / [en] This dissertation presents a numerical study, based on the finite element method, to simulate rock pore plugging caused by the injection of water containing solid particles in suspension. Amongst the parameters that affect rock injectivity decline, the following four were analyzed, considering undimensional flow: damage coefficient, solid particle concentration present in the injection fluid, filtration coefficient and injection rate. A parametric study standing out the influence of the these factors in the loss of injectivity is also presented in this work, concluding that the numerical results agree satisfactorily with the available experimental data and analytical solutions published in the literature. This work also numerically investigates the process of rock pore plugging considering two different permeability reduction models and recovers values of the filtration coefficient (Lambda ) and the damage factor ( Beta ) through inverse analyses carried outn by the finite element method.

[pt] Modelos analíticos que descrevam o comportamento da pressão são de extrema utilidade na área de avaliação de formações e caracterização de reservatório, pois eles fornecem estimativas sobre diversos parâmetros do reservatório. Este trabalho tem dois objetivos principais: primeiro, estender a solução existente para testes de injetividade e falloff em reservatórios com uma camada e poços horizontais de modo que ela possa ser aplicada também em formações multicamadas com poços horizontais multirramificados. Além disso, este trabalho aplica funções impulso para obter uma formulação alternativa para testes de injetividade em reservatórios estratificados com poços verticais e formações com uma camada e poços horizontais. / [en] Analytical models that describe the pressure behavior are extremely useful for pressure transient analysis and reservoir characterization as they provide estimates of reservoir parameters. This work has two main goals: first, to extend the existing solutions for injectivity/falloff tests in single-layer formations with horizontal wells so that they can be applied to multilayer stratified reservoirs with multilateral horizontal wells. Furthermore, this work applies impulse functions to obtain an alternative formulation for injectivity tests in multilayer commingled formations with vertical wells and single-layer reservoirs with horizontal wells.

[pt] Teste de injetividade é uma técnica convencional em engenharia de reservatórios, utilizada para a recuperação de óleo em reservatórios e avaliação de formações. Geralmente utiliza-se água como fluido injetado, que resulta em um deslocamento do óleo presente devido ao aumento da pressão nos poros. Durante o teste, a resposta de pressão medida fornece diversas informações sobre os parâmetros do reservatório, tal como dados de permeabilidade. Desta forma, pesquisadores têm se dedicado em encontrar equações matemáticas que modelam a resposta de pressão desses testes com objetivo de gerenciamento e manutenção preditiva do reservatório. Neste trabalho, apresentamos uma nova solução analítica para a análise de testes de injetividade, que combina a técnica de convolução pressão-pressão com um modelo radial composto de duas zonas. Essa solução permite avaliar o teste de injetividade mesmo na ausência de dados precisos de vazão, uma vez que a convolução pressão-pressão utiliza exclusivamente os dados de pressão adquiridos em diferentes posições do reservatório. O modelo considerado consiste em dois poços, um injetor, localizado na zona interna do reservatório, e um observador, na zona externa. A validação da solução proposta foi realizada por meio da comparação dos resultados analíticos com aqueles obtidos em um simulador comercial baseado em diferenças finitas. / [en] The injectivity test is a conventional technique in reservoir engineering used for oil recovery and formation evaluation. Typically, water is injected to displace the existing oil by increasing the pressure in the pores. In this test, the pressure response measurement provides valuable information about the reservoir parameters, including permeability data. Therefore, researchers aim to develop mathematical equations that could accurately model pressure response during these tests for reservoir management and maintenance prediction purposes. This work introduces a new analytical solution for injectivity test analysis. The solution combines the pressure-pressure convolution technique with a two-zone radial model. It allows the evaluation of the injectivity test without precise flow rate data, as the pressure-pressure convolution exclusively uses the pressure data acquired at different positions in the reservoir. The reservoir model comprises an injector well in the inner zone of the reservoir and an observation well in the outer zone for measuring pressure response. The proposed solution was validated by comparing the analytical results with those obtained from a finite differences-based commercial simulator.

[pt] O teste de injetividade é um procedimento que tem como objetivo otimizar a produção e maximizar a recuperação de óleo dos reservatórios de petróleo. Esse teste consiste em injetar um fluido (comumente água ou gás), em um poço injetor para coletar informações sobre ele. Com base no comportamento da pressão medida durante o período de injeção, é possível identificar uma série de características relacionadas ao reservatório, incluindo volume de óleo recuperável, parâmetros do reservatório, zonas de skin, permeabilidade e condição de fronteira de reservatório. Atualmente, são encontrados poucos estudos relativos a testes de injetividade em reservatórios homogêneos em regimes de fluxo permanente e pseudopermanente. Por esse motivo, este trabalho tem como objetivo propor uma solução analítica aproximada para o comportamento de pressão em reservatórios homogêneos em regimes de fluxo permanente e pseudopermanente. Os resultados calculados apresentaram uma aproximação satisfatória em todos os casos. / [en] Injectivity testing is a procedure that aims to optimize production and maximize oil recovery from oil reservoirs. This test consists of injecting a fluid (usually water or gas) into an injection well to collect information about it. Based on the pressure behavior measured during the injection period, it is possible to identify a series of reservoir-related characteristics, including recoverable oil volume, reservoir parameters, skin zones, permeability and reservoir boundary condition. Currently, there are few studies on injectivity tests in homogeneous reservoirs in permanent and pseudo-permanent flow regimes. For this reason, this work aims to propose an approximate analytical solution for the pressure behavior in homogeneous reservoirs in permanent and pseudo permanent flow regimes. The calculated results showed a satisfactory approximation in allcases.