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[en] REPRESENTATION OF RETROGRADE CONDENSATION: FROM DIGITAL PETROPHYSICS IN MICRO-PORES TO SIMULATION AT FIELD SCALE / [pt] REPRESENTAÇÃO DA CONDENSAÇÃO RETRÓGRADA: DA PETROFÍSICA DIGITAL EM MICROPOROS À SIMULAÇÃO EM ESCALA DE CAMPOMANOELA DUTRA CANOVA 23 January 2024 (has links)
[pt] Campos de petróleo com gás não associado do tipo gás condensado possuem
destaque pelo maior valor econômico agregado associado a seu recurso energético:
a expressiva quantidade de condensado produzida, além do próprio gás. Porém, tais
reservatórios possuem um comportamento termodinâmico particular, induzindo
mudanças de composição e, consequentemente, fase ao longo do processo de
produção por depleção. Nas condições de reservatório, por exemplo, pode ocorrer
o fenômeno chamado de condensate blockage, em que bancos de condensado se
formam, geralmente em regiões próximas aos poços, dificultando assim o
escoamento e afetando a produção de gás.
A fim de definirmos a melhor estratégia de gerenciamento de um projeto a
ser implementado ao longo da explotação desse tipo de reservatório, uma
ferramenta importante utilizada pelos engenheiros é a simulação numérica.
Especialmente relacionadas à representação do fenômeno físico-químico citado,
nas simulações se utilizam as curvas de permeabilidade relativa. Na realidade,
porém, existe uma certa limitação de representatividade do fenômeno nos ensaios
laboratoriais praticados pela indústria e os melhores insumos poderiam ser
fornecidos por simulações em rede de poros, com modelos que representem a sua
alteração com função das mudanças na tensão interfacial e na velocidade de
escoamento ao longo do reservatório.
A reprodução de uma simulação de escoamento em rede de poros para a
escala mais próxima possível em uma simulação de simulador comercial de
diferenças finitas é validada. Da simulação em rede de poros até a escala de campo
praticada nas simulações de reservatórios, uma metodologia de scale-up é proposta,
utilizando um processo de otimização, procurando ser fiel à curva de
permeabilidade relativa original, em escala de microporo, obtida simulando
fenomenologicamente o processo de condensação no reservatório, através de um
modelo que reproduza sua dependência com a velocidade desenvolvida pelas fases
em meio poroso.
A comparação de produtividades na escala de campo e na evolução da
saturação de condensado em regiões próximas aos poços foi apresentada para as
três curvas de permeabilidade relativa utilizadas. Os resultados mostram que a
metodologia proposta consegue ser mais fiel à influência da condensação no
reservatório sobre a produtividade dos poços quando comparada ao insumo de
curva de permeabilidade relativa de ensaio laboratorial que apresenta o condensado
mais móvel. / [en] Oil fields with non-associated gas like gas condensate type stand out due to
the higher added economic value associated with their energy resource: the
significant amount of condensate produced, in addition to the gas itself. However,
such reservoirs have a particular thermodynamic behavior, inducing changes in
composition and, consequently, phase throughout the depletion production process.
Under reservoir conditions, for example, the phenomenon called condensate
blockage may occur, in which bridges of condensate are formed, usually in regions
close to the wells, thus hindering flow and affecting gas production.
In order to define the best management strategy for a project to be
implemented throughout the exploitation of this type of reservoir, an important tool
used by engineers is numerical simulation. The relative permeability curves are
used in the simulations, especially related to the representation of the mentioned
physical phenomenon. In reality, however, there is a specific limitation of
representativeness of the phenomenon in the laboratory tests carried out by the
industry, and the best inputs could be provided by simulations in a pore network,
with models that represent its alteration as a function of changes in interfacial
tension and flow velocity along the reservoir.
The reproduction of a pore network flow simulation to the closest possible
scale in a commercial finite difference simulation is validated. From the pore
network simulation to the field scale practiced in reservoir simulations, a scale-up
methodology is proposed, using an optimization process, seeking to be faithful to
the original relative permeability curve, on a microporous scale, obtained by
simulating phenomenologically the condensation process in the reservoir, using a
model that reproduces its dependence on the velocity flow developed by the phases
in a porous medium.
The three relative permeability curves used were presented by comparing
productivities at the field scale and the evolution of condensate saturation in regions
close to the wells. The results show that the proposed methodology proves to be
more faithful to the influence of condensation in the reservoir on the productivity
of the wells when compared to the relative permeability curve input from the
laboratory test, which presents the condensate with more mobility.
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Estudo param?trico da histerese em reservat?rio de ?leo levePenninck J?nior, Marcelo 25 July 2017 (has links)
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Previous issue date: 2017-07-25 / Coordena??o de Aperfei?oamento de Pessoal de N?vel Superior (CAPES) / As grandes reservas de ?leo leve encontradas em campos brasileiros tamb?m t?m uma quantidade significativa de CO2 dissolvido. Este CO2, quando produzido, pode ser tratado e liberado ou reutilizado como g?s de inje??o no processo de inje??o alternada de ?gua e g?s WAG-CO2. Neste contexto este estudo busca utilizar a inje??o WAG-CO2 imisc?vel em condi??es semelhantes ?s encontradas no campo Sergi-C da bacia de Buracica, alta press?o e baixa temperatura, para cria??o de um modelo de simula??o de reservat?rio onde ser?o analisados os par?metros ligados a histerese da permeabilidade relativa. Para isso foi modelado um ?leo leve, semelhante ao encontrado neste campo, um reservat?rio homog?neo com caracter?sticas semelhantes ao reservat?rio de Buracica, produzindo atrav?s de uma malha 5-spot invertida em um projeto de 20 anos. Dois modelos de histerese da permeabilidade relativa foram estudados, o modelo de Killough (1976) e o modelo de Larsen e Skauge (1998). Uma an?lise de cada par?metro desses modelos mostrou que em alguns casos, pode existir um fator de recupera??o de 98% de ?leo e em outros casos a histerese pode determinar um d?ficit na recupera??o de ?leo de mais de 20%. / The great reserves of light oil found on Brazilian fields also has a significative amount of CO2 dissolved. This CO2, when produced can be treated and released or reused on the process of water alternating gas injection WAG. In this context, this study use WAG-CO2 immiscible injection in similar conditions to those found on Sergi-C field, high pressure and low temperatures, to create a model for reservoir simulation where will be analyzed parameters of relative permeability hysteresis. For this was modeled a light oil, similar to this field, a homogeneous reservoir with similar characteristics to Buracica reservoir found on Bahia concave, producing from an inverted 5-spot mash with 20 years of project. Two models of relative permeability hysteresis were studied, Killough (1976) model and Larsen and Skauge (1998) model. An analyzis of each parameter of those models showed that, in a few cases, there can be an oil recovery factor up to 98% while at others, the hysteresis can determine a deficit on oil recovery of more than 20%.
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[en] COMPOSITIONAL MODELING OF A RESERVOIR SCALE FOR GAS-CONDENSATE FLOW: EFFECTS OF RELATIVE PERMEABILITY / [pt] MODELAGEM COMPOSICIONAL EM ESCALA DE RESERVATÓRIO DO FLUXO DE GÁS CONDENSADO: EFEITOS DA PERMEABILIDADE RELATIVADEBORA YOHANE CUNHA AZEVEDO MARTINS 17 January 2022 (has links)
[pt] Em reservatórios de gás retrógrado com pressões inferiores à pressão de orvalho, a produtividade dos poços pode ser comprometida devido ao aparecimento e acúmulo da fase líquida nas suas imediações. Este fenômeno é conhecido como bloqueio por condensação retrógrada e está associado à uma série de desafios para compreendê-lo. Um deles é a determinação da permeabilidade relativa das fases líquida e gasosa, que comumente advém de curvas de permeabilidade obtidas a partir da extrapolação de poucos dados
experimentais. Dessa forma, elas tendem a não representar fielmente efeitos importantes para o escoamento, comprometendo a precisão da modelagem do fluxo no meio poroso. A fim de investigar o efeito das curvas de permeabilidade relativa sobre a formação de bancos de condensado, foi desenvolvido um modelo composicional em escala de reservatório para o estudo do escoamento de gás e
condensado. Com o modelo, o uso de curvas de permeabilidade relativa obtidas através de simulação do escoamento de gás retrógrado na escala de poros e de correlações propostas na literatura foi avaliado. Considera-se: sistema isotérmico, escoamento bifásico e incorporação dos efeitos de forças capilares
por meio do modelo de permeabilidade relativa. Equações de balanço molar e consistência de volume formam um sistema não linear resolvido pelo método de Newton que fornece pressão e número de mols de cada componente, em todos os volumes de controle do modelo, a cada passo de tempo. Para o equilíbrio de fases, a equação de Peng & Robinson foi implementada com uma rotina de flash a pressão e temperaturas constantes. O modelo foi validado contra a solução analítica para sistema monofásico e por fim, o simulador obteve a evolução temporal das curvas de pressão e saturação em função da distância do poço, a fim de comparar o efeito dos diferentes modelos de curvas de permeabilidade
relativa na predição do bloqueio por condensado. Os resultados foram obtidos variando-se a permeabilidade absoluta do meio e a vazão de gás imposta no poço, e o impacto desses parâmetros no acúmulo de condensado foi avaliado. / [en] In gas-condensate reservoirs with pressures below the dew pressure, the productivity of wells can be compromised due to the accumulation of liquid in their surroundings. This phenomenon is known as condensate blockage and there are many challenges to understanding the formation of condensate banks.
One of them is the determination of the relative permeability of the liquid and gas phases, which commonly comes from permeability curves obtained from the extrapolation of few experimental data. Thus, they tend not to reliably represent important effects for the flow, compromising the precision of the flow modeling in the porous medium. In order to investigate the effect of relative permeability curves on the formation of condensate banks, a reservoir-scale compositional model was developed for the study of flow of gas and condensate. With the model, the use of relative permeability curves obtained by simulating the gas-condensate flow at the pore-scale and with correlations proposed in the literature was evaluated. It is considered: isothermal system, two-phase flow and incorporation of capillary force effects through the relative permeability model. Molar balance and volume consistency equations form a nonlinear
system solved by Newton s method that provides pressure and number of moles of each component, in all control volumes of the model, at each time step. For the phase equilibrium, calculations of the Peng & Robinson equation was implemented in a constant pressure and temperature flash routine. The model
was validated against the analytical solution for single-phase flow and, finally, the simulator obtained the temporal evolution of the pressure and saturation as a function of the distance from the well, in order to compare the effect of different models of relative permeability curves in the prediction of condensate
blockage. The results were obtained by varying the absolute permeability of the medium and the gas flow imposed in the well, and the impact of these parameters on the accumulation of condensate was evaluated.
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[pt] MEDIÇÃO DA PERMEABILIDADE RELATIVA E VISUALIZAÇÃO DO ESCOAMENTO DE DUAS FASES EM MICROMODELOS DE MEIOS POROSOS VUGULARES / [en] RELATIVE PERMEABILITY MEASUREMENT AND TWO-PHASE FLOW VISUALIZATION IN MICROMODELS OF VUGULAR POROUS MEDIAJESUS DANIEL FERNANDEZ ESCALANTE 13 June 2023 (has links)
[pt] Estima-se que 50 por cento das reservas mundiais de petróleo e gás sejam mantidas
em reservatórios carbonáticos naturalmente fraturados. Um dos maiores desafios neste tipo de formações é a sua heterogeneidade. Além da presença
de fraturas que conectam longitudinalmente o meio poroso, vugs em diferentes escalas e distribuições estão espalhados por toda a matriz porosa.
Essas cavidades tornam as características do escoamento de fluidos significativamente diferentes daquelas dos reservatórios convencionais de estrutura
porosa homogênea, e trazem a necessidade de avaliar propriedades petrofísicas equivalentes para o meio heterogêneo. Neste estudo, uma abordagem
microfluídica é usada para determinar as curvas de permeabilidade relativa
de água e óleo e os perfis de distribuição das fases em micromodelos 2D de
meios porosos vugulares. Experimentos de injeção simultânea de água-óleo
em estado estacionário foram realizados a diferentes fluxos fracionários de
água, monitorando a dinâmica da queda de pressão e visualizando o deslocamento de fluidos na escala de poros. A aquisição de imagens em tempo
real por microscopia de fluorescência permitiu examinar a evolução da saturação das fases. A comparação direta entre as curvas de permeabilidade
relativa dos meios porosos vugulares com aquela da matriz porosa mostrou
que a incorporação de vugs leva a (i) maior permeabilidade absoluta equivalente, especialmente com cavidades mais longas e em maior número, (ii)
aumento da ocupação de óleo na matriz porosa, devido à invasão de água
menos eficiente, e (iii) maior permeabilidade relativa à água, que flui preferencialmente pelo espaço vugular. Esses resultados são consistentes com a
natureza molhável ao óleo dos micromodelos, uma vez que os vugs oferecem
menor resistência capilar ao fluxo da fase não molhante. Nossa abordagem
microfluídica de baixo custo provavelmente nos permitirá estudar sistematicamente configurações mais complexas de meios porosos heterogêneos / [en] It is estimated that 50 percent of world s oil and gas reserves are held in naturally
fractured carbonate reservoirs. One of the biggest challenges in this type
of formation is its heterogeneous nature. Besides the presence of fractures
that longitudinally connect the porous medium, vugs at different scales and
distributions are scattered throughout the porous matrix. These cavities
cause fluid flow characteristics to significantly differ from those of conventional homogeneous pore structure reservoirs and bring the need to evaluate
equivalent petrophysical properties of the heterogeneous medium. In this
study, a microfluidic approach is used to determine the water and oil relative permeability curves and phase distribution profiles in 2D micromodels
of vugular porous media. Steady-state water-oil injection experiments were
performed in these devices at different fractional flows, while monitoring
the dynamics of the pressure drop and visualizing the fluid displacement
at the pore scale. Live-image acquisition through fluorescence microscopy
made it possible to examine the evolution of the saturation of water and
oil phases. The direct comparison between the relative permeability curves of well-characterized vugular porous media and their porous matrix
showed that the incorporation of vugs leads to (i) higher equivalent absolute permeability, especially with longer cavities and higher vug density,
(ii) increased oil occupancy in the porous matrix, due to less efficient water
invasion into the porous matrix, and (iii) higher relative permeability to
water, which flows preferentially through the vugular space. These results
are consistent with the oil-wet nature of micromodels, since the vugs are
offering less capillary resistance to the flow of the non-wetting phase. Our
low-cost microfluidic approach will likely allow us to systematically study
more complex vugular-fractured systems.
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