Made available in DSpace on 2014-12-17T14:08:49Z (GMT). No. of bitstreams: 1 CindyPAR_DISSERT.pdf: 3888295 bytes, checksum: 74ba5d896661a5a41c98018b93246cd9 (MD5) Previous issue date: 2012-02-17 / Conselho Nacional de Desenvolvimento Cient?fico e Tecnol?gico / Oil recovery using waterflooding has been until now the worldwide most applied method, specially for light oil recovery, its success is mainly because of the low costs involved and the facilities of the injection process. The Toe- To-Heel Waterflooding TTHWTM method uses a well pattern of vertical injector wells completed at the bottom of the reservoir and horizontal producer wells completed at the top of it. The main producing mechanism is gravitational segregation in short distance. This method has been studied since the early 90?s and it had been applied in Canada with positive results for light heavy oils, nevertheless it hasn?t been used in Brazil yet. In order to verify the applicability of the process in Brazil, a simulation study for light oil was performed using Brazilian northwest reservoirs characteristics. The simulations were fulfilled using the STARS module of the Computer Modelling Group Software, used to perform improved oil recovery studies. The results obtained in this research showed that the TTHWTM well pattern presented a light improvement in terms of recovery factor when compared to the conventional 5- Spot pattern, however, it showed lower results in the economic evaluation / A recupera??o de ?leo com inje??o de ?gua tem sido at? agora o m?todo mais aplicado no mundo inteiro, principalmente para a recupera??o de ?leos leves; o sucesso deve-se aos baixos custos envolvidos e a facilidade de inje??o. O m?todo Toe-to-Heel Waterflooding TTHWTM utiliza uma configura??o de po?os injetores verticais completados no fundo do reservat?rio e po?os produtores horizontais completados no topo. O mecanismo de produ??o principal ? a segrega??o gravitacional em dist?ncias curtas. Este m?todo tem sido estudado desde o in?cio dos anos 90 e tem sido aplicado no Canad? com resultados positivos para ?leos levemente pesados, no entanto o m?todo ainda n?o tem sido utilizado no Brasil. Para verificar a aplicabilidade do processo no Brasil foi realizado um estudo de simula??o em reservat?rios de ?leo leve com caracter?sticas do Nordeste Brasileiro. O objetivo da pesquisa foi analisar quais os fatores operacionais que podem influenciar no processo. As simula??es foram realizadas utilizando o m?dulo STARS da Computer Modelling Group , com o objetivo de realizar estudos de m?todos de recupera??o avan?ada de ?leo. Os resultados obtidos neste trabalho mostraram que a configura??o de po?os aplicada para este caso apresentou uma leve melhora em rela??o ? configura??o convencional de 5 pontos (5-Spot) em termos de fator de recupera??o, no entanto, apresentou menores resultados na avalia??o econ?mica

Made available in DSpace on 2014-12-17T14:08:30Z (GMT). No. of bitstreams: 1 MarcosAFR.pdf: 4078279 bytes, checksum: 366f0859503e4c45e56db94e388e42e4 (MD5) Previous issue date: 2008-08-18 / Steam injection is the most used method of additional recovery for the extraction of heavy oil. In this type procedure is common to happen gravitational segregation and this phenomenon can affect the production of oil and therefore, it shoulds be considered in the projects of continuous steam injection. For many years, the gravitational segregation was not adequately considered in the calculation procedures in Reservoir Engineering. The effect of the gravity causes the segregation of fluids inside the porous media according to their densities. The results of simulation arising from reservoirs could provide the ability to deal with the gravity, and it became apparent that the effects of the gravity could significantly affect the performance of the reservoir. It know that the gravitational segregation can happen in almost every case where there is injection of light fluid, specially the steam, and occurs with greater intensity for viscous oil reservoirs. This work discusses the influence of some parameters of the rock-reservoir in segregation as viscosity, permeability, thickness, cover gas, porosity. From a model that shows the phenomenon with greater intensity, optimized some operational parameters as the rate flow rate steam, distance between the wells injector-producer, and interval of completion which contributed to the reduction in gravity override, thus increasing the oil recovery. It was shown a greater technical-economic viability for the model of distance between the wells 100 m. The analysis was performed using the simulator of CMG (Computer Modeling Group-Stars 2007.11, in which was observed by iterating between studied variables in heavy oil reservoirs with similar characteristics to Brazilian Northeast / A inje??o de vapor ? o m?todo de recupera??o suplementar mais utilizado para a recupera??o de ?leos pesados. Neste tipo de processo ? comum acontecer a segrega??o gravitacional e este fen?meno pode afetar a produ??o de ?leo e, por isso, deve ser considerado nos projetos de inje??o cont?nua de vapor. Por muitos anos, a segrega??o gravitacional n?o era adequadamente considerada em procedimentos de c?lculo em Engenharia de Reservat?rios. O efeito da gravidade faz com que ocorra a segrega??o de fluidos, isto ?, os fluidos tendem a se arranjar dentro do meio poroso de acordo com as suas densidades. Os resultados advindos de simula??o de reservat?rios forneceram a capacidade para lidar com a gravidade, e tornou-se aparente que os efeitos da gravidade poderiam afetar significativamente o desempenho do reservat?rio. Sabe-se que a segrega??o gravitacional pode ocorrer em quase todos os casos onde h? inje??o de fluidos leves, especialmente o vapor, e ocorre com maior intensidade para reservat?rios de ?leos viscosos. Neste trabalho ? abordada a influ?ncia de alguns par?metros da rocha-reservat?rio na segrega??o como viscosidade, permeabilidade, espessura, capa de g?s e porosidade. A partir de um modelo que apresenta o fen?meno com maior intensidade, otimizaram-se alguns par?metros operacionais como vaz?o de inje??o de vapor, dist?ncia entre os po?os injetor-produtor e intervalo de completa??o que contribu?ram para a redu??o do efeito, aumento assim o fator de recupera??o. Foi mostrada uma maior viabilidade t?cnica-econ?mica para o modelo de dist?ncia entre os po?os de 100 m. A an?lise foi realizada utilizando o simulador comercial da CMG (Computer Modelling Group) - Stars 2007.11, onde foi observada a intera??o entre as vari?veis estudadas em reservat?rios com caracter?sticas semelhantes aos encontrados no Nordeste brasileiro

Made available in DSpace on 2014-12-17T14:08:30Z (GMT). No. of bitstreams: 1 EdneyRVPG.pdf: 3193441 bytes, checksum: 9108a5643f51fcfe4a8b7479be215c58 (MD5) Previous issue date: 2008-08-18 / Currently a resource more and more used by the petroleum industry to increase the efficiency of steam flood mechanism is the addition of solvents. The process can be understood as a combination of a thermal method (steam injection) with a miscible method (solvent injection), promoting, thus, the reduction of interfacial tensions and oil viscosity. The use of solvent alone tends to be limited because of its high cost. When co-injected with steam, the vaporized solvent condenses in the cooler regions of the reservoir and mixes with the oil, creating a zone of low viscosity between the steam and the heavy oil. The mobility of the displaced fluid is then improved, resulting in an increase of oil recovery. To better understand this improved oil recovery method, a numerical study of the process was done contemplating the effects of some operational parameters (distance between wells, injection steam rate, kind of solvent and injected solvent volume)on the accumulated production of oil, recovery factor and oil-steam rate. Semisynthetic models were used in this study but reservoir data can be extrapolated for practical applications situations on Potiguar Basin. Simulations were performed in STARS (CMG, 2007.11). It was found that injected solvent volumes increased oil recovery and oil rates. Further the majority of the injected solvent was produced and can be recycled / Um recurso cada vez mais utilizado pela ind?stria petrol?fera para aumentar a efici?ncia do mecanismo de inje??o de vapor ? a adi??o de solventes. O processo pode ser compreendido como a combina??o de um m?todo t?rmico (inje??o de vapor) com um m?todo misc?vel (inje??o de solvente), promovendo, dessa forma, a redu??o das tens?es interfaciais e da viscosidade do ?leo. O uso do solvente sozinho tende a ser limitado, em fun??o do seu alto custo. Quando coinjetado com o vapor, o solvente vaporizado condensa nas regi?es menos quentes do reservat?rio e mistura-se ao ?leo, criando uma zona de baixa viscosidade entre o vapor e o ?leo pesado. A mobilidade do fluido deslocado ? ent?o melhorada, implicando num aumento do fator de recupera??o. Para melhor compreender esse mecanismo de recupera??o avan?ada, foi realizado um estudo num?rico, onde se verificou a sensibilidade de alguns par?metros operacionais (dist?ncia entre po?os, vaz?o de inje??o de vapor, tipo de solvente injetado e quantidade de solvente) sobre a produ??o acumulada de ?leo, o fator de recupera??o e a raz?o ?leo-vapor. Neste estudo, foram utilizados modelos semi-sint?ticos, por?m com dados de reservat?rio que podem ser extrapolados para situa??es de aplica??es pr?ticas na Bacia Potiguar. As simula??es foram realizadas no m?dulo STARS (Steam, Thermal, and Advanced Processes Reservoir Simulator) do programa da CMG (Computer Modelling Group), vers?o 2007.11. Os resultados mostraram que a presen?a do solvente nas quantidades analisadas melhorou os fatores de recupera??o e as vaz?es de ?leo. Al?m disso, a maior parte do solvente injetado foi produzido, podendo ser reciclado

Made available in DSpace on 2014-12-17T14:08:56Z (GMT). No. of bitstreams: 1 HeloizeSP_DISSERT.pdf: 5210676 bytes, checksum: 2206731cf8d9981475df85f8e57f31d2 (MD5) Previous issue date: 2014-03-06 / The occurrence of heavy oil reservoirs have increased substantially and, due to the high viscosity characteristic of this type of oil, conventional recovery methods can not be applied. Thermal methods have been studied for the recovery of this type of oil, with a main objective to reduce its viscosity, by increasing the reservoir temperature, favoring the mobility of the oil and allowing an increasing in the productivity rate of the fields. In situ combustion (ISC) is a thermal recovery method in which heat is produced inside the reservoir by the combustion of part of the oil with injected oxygen, contrasting with the injection of fluid that is heated in the surface for subsequent injection, which leads to loss heat during the trajectory to the reservoir. The ISC is a favorable method for recovery of heavy oil, but it is still difficult to be field implemented. This work had as an objective the parametric analysis of ISC process applied to a semi-synthetic reservoir with characteristics of the Brazilian Northeast reservoirs using vertical production and vertical injection wells, as the air flow injection and the wells completions. For the analysis, was used a commercial program for simulation of oil reservoirs using thermal processes, called Steam, Thermal and Advanced Processes Reservoir Simulator (STARS) from Computer Modelling Group (CMG). From the results it was possible to analyze the efficiency of the ISC process in heavy oil reservoirs by increasing the reservoir temperature, providing a large decrease in oil viscosity, increasing its mobility inside the reservoir, as well as the improvement in the quality of this oil and therefore increasing significantly its recovered fraction. Among the analyzed parameters, the flow rate of air injection was the one which had greater influence in ISC, obtaining higher recovery factor the higher is the flow rate of injection, due to the greater amount of oxygen while ensuring the maintenance of the combustion front / A ocorr?ncia de ?leos pesados e ultrapesados v?m aumentando sensivelmente e, devido ? alta viscosidade caracter?stica deste tipo de ?leo, n?o podem ser aplicados os m?todos convencionais de recupera??o. M?todos t?rmicos v?m sendo estudados para recupera??o deste tipo de ?leo, tendo como principal objetivo reduzir a sua viscosidade atrav?s do aumento da temperatura do reservat?rio, favorecendo a mobilidade do ?leo e permitindo um aumento no ?ndice de produtividade dos campos. A Combust?o in situ (CIS) ? um m?todo t?rmico de recupera??o em que o calor ? produzido dentro do reservat?rio pela combust?o de parte do ?leo com oxig?nio injetado, contrastando com a inje??o de fluido aquecido ainda na superf?cie para posterior inje??o, o que acarreta perda de calor durante o trajeto ao reservat?rio. A CIS ? um m?todo prop?cio para recupera??o de ?leo pesado, por?m ainda ? complexo de ser implementado. Este trabalho teve como objetivo a an?lise param?trica do processo CIS aplicado a um reservat?rio semissint?tico com caracter?sticas do Nordeste Brasileiro utilizando po?os verticais de produ??o e inje??o, assim como a vaz?o de inje??o de ar e as completa??es dos po?os. Para an?lise do m?todo foi utilizado um programa comercial de simula??o de reservat?rios de petr?leo usando processos t?rmicos, denominado Steam, Thermal and Advanced Processes Reservoir Simulator (STARS) do Computer Modelling Group (CMG). A partir dos resultados obtidos foi poss?vel comprovar a efici?ncia do processo CIS em reservat?rios de ?leo pesado atrav?s do aumento da temperatura do reservat?rio, promovendo uma grande diminui??o na viscosidade do ?leo, aumentando sua mobilidade no interior do reservat?rio, assim como a melhora na qualidade desse ?leo e aumentando assim, significativamente a sua fra??o recuperada. Dentre os par?metros analisados, a vaz?o de inje??o de ar foi a que apresentou maior influ?ncia no processo CIS, obtendo maior fator de recupera??o quanto maior a vaz?o de inje??o, sendo devido a maior quantidade de oxig?nio garantindo a manuten??o da frente de combust?o

Made available in DSpace on 2014-12-17T14:08:57Z (GMT). No. of bitstreams: 1 FranciscoPBJ_DISSERT.pdf: 5706323 bytes, checksum: 7e213d2df30615621d9d118318bdfa95 (MD5) Previous issue date: 2014-02-28 / Petr?leo Brasileiro SA - PETROBRAS / With the increasing of energetic consumption in the worldwile, conventional reservoirs, known by their easy exploration and exploitation, are not being enough to satisfy this demand, what has made necessary exploring unconventional reservoirs. This kind of exploration demands developing more advanced technologies to make possible to exploit those hydrocarbons. Tight gas is an example of this kind of unconventional reservoir. It refers to sandstone fields with low porosity, around 8%, and permeabilities between 0.1 and 0.0001 mD, which accumulates considerable amounts of natural gas. That natural gas can only be extracted by applying hydraulic fracturing, aiming at stimulating the reservoir, by creating a preferential way through the reservoir to the well, changing and making easier the flow of fluids, thus increasing the productivity of those reservoirs. Therefore, the objective of this thesis is analyzing the recovery factor of a reservoir by applying hydraulic fracturing. All the studies were performed through simulations using the IMEX software, by CMG (Computer Modelling Group), in it 2012.10 version / Com o crescimento do consumo energ?tico em todo o mundo, os reservat?rios convencionais, chamados de reservat?rios de f?cil explora??o e produ??o n?o est?o atendendo ? demanda energ?tica mundial, fazendo-se necess?rio a explora??o de reservas n?o convencionais. Esse tipo de explora??o exige o desenvolvimento de tecnologias mais avan?adas para a sua explota??o. Como exemplo dessas reservas, temos os reservat?rios do tipo Tight Gas, onde referem-se aos campos de arenito com baixa porosidade, na faixa de 8%, e permeabilidade na faixa entre 0,1 mD e 0,0001 mD, que acumulam consider?veis reservas de g?s natural, podendo apresentar viabilidade econ?mica para explota??o. O g?s natural nesse tipo de reservat?rio s? pode ser extra?do a partir da aplica??o da t?cnica de faturamento hidr?ulico, que tem por finalidade estimular o po?o, criando um canal de alta condutividade entre o po?o e o reservat?rio alterando e facilitando o fluxo de fluidos, aumentando assim a produtividade do reservat?rio. Assim, o objetivo desse trabalho ? analisar o fator de recupera??o do reservat?rio com a aplica??o do fraturamento hidr?ulico. Os estudos foram realizados atrav?s de simula??es concretizadas no m?dulo IMEX do programa da CMG (Computer Modelling Group), vers?o 2012.10

Made available in DSpace on 2014-12-17T14:09:14Z (GMT). No. of bitstreams: 1 MarcosAFR_TESE.pdf: 4983695 bytes, checksum: 6cb8867b58e49a5dd6efc85191c6fa49 (MD5) Previous issue date: 2012-09-03 / Coordena??o de Aperfei?oamento de Pessoal de N?vel Superior / Many of hydrocarbon reserves existing in the world are formed by heavy oils (?API between 10 and 20). Moreover, several heavy oil fields are mature and, thus, offer great challenges for oil industry. Among the thermal methods used to recover these resources, steamflooding has been the main economically viable alternative. Latent heat carried by steam heats the reservoir, reducing oil viscosity and facilitating the production. This method has many variations and has been studied both theoretically and experimentally (in pilot projects and in full field applications). In order to increase oil recovery and reduce steam injection costs, the injection of alternative fluid has been used on three main ways: alternately, co-injected with steam and after steam injection interruption. The main objective of these injection systems is to reduce the amount of heat supplied to the reservoir, using cheaper fluids and maintaining the same oil production levels. This works discusses the use of carbon dioxide, nitrogen, methane and water as an alternative fluid to the steam. The analyzed parameters were oil recoveries and net cumulative oil productions. The reservoir simulation model corresponds to an oil reservoir of 100 m x 100 m x 28 m size, on a Cartesian coordinates system (x, y and z directions). It is a semi synthetic model with some reservoir data similar to those found in Brazilian Potiguar Basin. All studied cases were done using the simulator STARS from CMG (Computer Modelling Group, version 2009.10). It was found that waterflood after steam injection interruption achieved the highest net cumulative oil compared to other fluids injection. Moreover, it was observed that steam and alternative fluids, co-injected and alternately, did not present increase on profitability project compared with steamflooding / Muitas das reservas de hidrocarbonetos existentes em todo o mundo s?o formadas por ?leos pesados (?API entre 10 e 20). Al?m disso, v?rios campos de ?leo pesado est?o maduros e, portanto, oferecem grandes desafios para a ind?stria do petr?leo. Entre os m?todos t?rmicos utilizados para recuperar estes recursos, a inje??o de vapor tem sido a principal alternativa economicamente vi?vel. O calor latente transportado por meio de vapor aquece o reservat?rio, reduzindo a viscosidade do ?leo, facilitando a produ??o. A fim de aumentar a recupera??o de ?leo e reduzir os custos inerentes ? inje??o de vapor, a inje??o de fluidos alternativos tem sido utilizado em combina??o com o vapor das seguintes formas: alternadamente, coinjetados e ap?s a interrup??o da inje??o de vapor. O objetivo principal destes sistemas de inje??o combinada ? reduzir a quantidade de calor fornecida ao reservat?rio utilizando fluidos de menor valor comercial, buscando manter os n?veis de produ??o de ?leo. Este trabalho analisa o uso do di?xido de carbono, nitrog?nio, metano e ?gua como fluido alternativo ao vapor. Os par?metros analisados foram a recupera??o de ?leo e a produ??o acumulada l?quida. O modelo de reservat?rio analisado corresponde a um reservat?rio de dimens?es 100 m x 100 m x 28 m, num sistema de coordenadas cartesianas ( dire??es x, y e z). ? um modelo semissint?tico com alguns dados de reservat?rio semelhantes aos encontrados na Bacia Potiguar, Brasil. Todos os casos estudados foram simulados utilizando o simulador STARS da CMG (Computer Group, Modelagem vers?o 2009.10). Verificou-se que a inje??o de ?gua ap?s a interrup??o de inje??o de vapor alcan?ou melhores resultados em termos de produ??o acumulada l?quida de ?leo em rela??o a inje??o de outros fluidos. Al?m disso, foi observado que o vapor e os fluidos alternativos, coinjetados e alternados, n?o apresentou aumento na rentabilidade do projeto em compara??o com a inje??o cont?nua de vapor

Made available in DSpace on 2014-12-17T14:09:14Z (GMT). No. of bitstreams: 1 EdneyRVPG_TESE.pdf: 5370155 bytes, checksum: 315c7c0efbbd205da67094e4ae12330e (MD5) Previous issue date: 2012-09-03 / Coordena??o de Aperfei?oamento de Pessoal de N?vel Superior / A significant fraction of the hydrocarbon reserves in the world is formed by heavy oils. From the thermal methods used to recovery these resources, Steamflooding has been one of the main economically viable alternatives. In Brazil, this technology is widely used by Petrobras in Northeast fields. Latent heat carried by steam heats the oil in the reservoir, reducing its viscosity and facilitating the production. In the last years, an alternative more and more used by the oil industry to increase the efficiency of this mechanism has been the addition of solvents. When co-injected with steam, the vaporized solvent condenses in the cooler regions of the reservoir and mixes with the oil, creating a low viscosity zone between the steam and the heavy oil. The mobility of the displaced fluid is then improved, resulting in an increase of oil recovery. To better understand this improved oil recovery method and investigate its applicability in reservoirs with properties similar to those found in Potiguar Basin, a numerical study was done to analyze the influence of some operational parameters (steam injection rate, injected solvent volume and solvent type) on oil recovery. Simulations were performed in STARS ("Steam, Thermal, and Advanced Processes Reservoir Simulator"), a CMG ("Computer Modelling Group") program, version 2009.10. It was found that solvents addition to the injected steam not only anticipated the heated oil bank arrival to the producer well, but also increased the oil recovery. Lower cold water equivalent volumes were required to achieve the same oil recoveries from the models that injected only steam. Furthermore, much of the injected solvent was produced with the oil from the reservoir / Uma por??o significativa das reservas de hidrocarbonetos atualmente existentes no mundo ? formada por ?leos pesados. Dentre os m?todos t?rmicos utilizados para a recupera??o desse tipo de recurso, a Inje??o Cont?nua de Vapor tem se constitu?do como uma das principais alternativas economicamente vi?veis. No Brasil, essa tecnologia ? largamente utilizada pela Petrobras em campos localizados na regi?o Nordeste. O calor latente transportado pelo vapor aquece o ?leo do reservat?rio, reduzindo sua viscosidade e facilitando a produ??o. Nos ?ltimos anos, uma alternativa cada vez mais utilizada pela ind?stria para aumentar a efici?ncia desse mecanismo tem sido a adi??o de solventes. Quando coinjetado com o vapor, o solvente vaporizado se condensa nas regi?es menos aquecidas do reservat?rio e mistura-se ao ?leo, criando uma zona de baixa viscosidade entre o vapor e o ?leo pesado. A mobilidade do fluido deslocado ? ent?o melhorada, implicando num aumento da fra??o recuperada. Para melhor compreender esse mecanismo de recupera??o avan?ada e investigar a sua aplicabilidade em reservat?rios com caracter?sticas semelhantes aos encontrados na Bacia Potiguar, foi realizado um estudo num?rico, onde se verificou a influ?ncia de alguns par?metros operacionais (vaz?o de inje??o de vapor, volume de solvente injetado e tipo de solvente) sobre a recupera??o de ?leo. As simula??es foram realizadas no m?dulo STARS ( Steam, Thermal, and Advanced Processes Reservoir Simulator ) do programa da CMG ( Computer Modelling Group ), vers?o 2009.10. Verificou-se que a adi??o de solventes ao vapor injetado n?o s? antecipou a chegada do banco de ?leo aquecido ao po?o produtor como tamb?m incrementou a recupera??o de ?leo. Menores volumes de ?gua fria equivalente foram requeridos para se obter as mesmas fra??es recuperadas dos modelos que s? injetaram vapor. Al?m disso, boa parte do solvente injetado foi produzido juntamente com o ?leo do reservat?rio

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