Orientador: Osvair Vidal Trevisan / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica, Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-08-12T20:49:17Z (GMT). No. of bitstreams: 1 MateoHernandez_JuanAlberto_M.pdf: 12401820 bytes, checksum: 705c41d03544d222731ce816469f47c2 (MD5) Previous issue date: 2006 / Resumo: Neste trabalho são investigados os impactos individual e coletivo dos mecanismos de gás em solução, geração de CO2, destilação, embebição capilar e drenagem gravitacional, sobre a recuperação de óleo e gás, durante a injeção continua de vapor num reservatório naturalmente fraturado contendo óleo pesado. A investigação é feita através de simulação numérica dos fenômenos em modelos padrões de reservatórios. Dois modelos numéricos semelhantes são usados para representar o processo de aquecimento da matriz. O primeiro descreve o aquecimento de uma seção horizontal bidimensional de um bloco da matriz circundado por uma fratura na qual circula vapor. O segundo modelo descreve o aquecimento de um bloco de matriz semelhantemente circundado por uma fratura em que circula vapor, porém na direção vertical, visando agregar o efeito da ação da gravidade. Os estudos foram conduzidos para rochas saturadas com óleo vivo. As propriedades da rocha são as de um reservatório carbonático fraturado real e as propriedades dos fluidos se referem também ao mesmo caso real. Alem disso, as condições operacionais adotadas de pressão e temperatura são as observadas no campo, tornando o estudo e suas conclusões como próprias de um estudo de caso. Os resultados mostram que os principais mecanismos de recuperação de óleo da matriz durante o intervalo de aquecimento de 10 anos, foram os mecanismos de gás em solução e de destilação por arraste de vapor. Este último é o mecanismo de maior importância e é responsável pelo melhoramento da qualidade do óleo produzido / Abstract: In this work, the individual and collective impacts of the mechanisms solution gas drive, CO2 generation, steam distillation, capillary imbibition and drainage gravitational, on the oil and gas recovery, were investigated during the steamflooding of a naturally fractured reservoir containing heavy oil. The investigation was performed for standard reservoir models through numeric simulation. Two similar numerical models represent the matrix heating process. The first describes the heating of a horizontal cross-section of a matrix block surrounded by a fracture, in which the steam is flooding. The second model describes the same method of matrix heating, which was represented in the first model, but in the vertical direction, investigating the action of gravity. The studies were performed for a rock saturated with live oil. The rock properties are the same of a real fractured carbonate reservoir and the fluid properties also refer to the same real case. In addition, the adopted field operational parameters (pressure and temperature) refer to field conditions, turning the study and its conclusions as proper of a case study. The results show that the main mechanisms of oil recovery for the matrix block during the heating interval of 10 years were the integrated action of solution gas and steam distillation. The latter is the dominant mechanism and it is responsible for the improvement in the quality of the produced oil / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientadores: Denis Jose Schiozer, Celio Maschio / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica e Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-08-12T07:35:35Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Becerra_GustavoGabriel_M.pdf: 16760750 bytes, checksum: 0609c24d13d46b9121f71356ce9d42a1 (MD5) Previous issue date: 2007 / Resumo: A escassez de informações de qualidade introduz risco ao processo de previsão da produção de petróleo tornando imprescindível o ajuste de histórico de produção, que é a calibração do modelo a partir da resposta produtiva registrada. O ajuste é um problema inverso, em que diferentes combinações dos valores dos parâmetros do reservatório podem conduzir a respostas aceitáveis, especialmente quando o grau de incerteza desses parâmetros é elevado. A integração do ajuste de histórico com a análise probabilística dos cenários representativos conduz à obtenção de uma metodologia para detecção dos modelos calibrados dentro de uma faixa de aceitaçãodefinida. O tratamento de atributos interdependentes de influência global e local e o avanço por etapas são necessários. Desta forma, o objetivo deste trabalho é apresentar uma metodologia que integra a análise de incertezas com o ajuste de histórico em modelos de reservatórios complexos. Este procedimento auxilia a detectar os atributos incertos críticos e sua possível variação com o intuito de estimar a faixa representativa das reservas a desenvolver. Não é alvo obter o melhor ajuste determinístico, mas refletir como o histórico possibilita uma mitigação das incertezas. Assim, a meta é usar modelos mais complexos e aprimorar a metodologia iniciada por Moura Filho (2006), desenvolvida para um modelo teórico simples. São utilizados dois casos de estudo de complexidade similar. Um deles referente ao reservatório do Campo de Namorado, utilizado para verificar e validar, em nível global, a aplicação da metodologia. Na etapa de aplicação, é usado um modelo sintético construído a partir de dados de afloramentos reais no Brasil e compreendendo informações de campos análogos com sistemas turbidíticos depositados em águas profundas. Os métodos aplicados, mediante a redefinição das probabilidades associadas e níveis dos atributos incertos, permitem: (1) reduzir a faixa de ajustes possíveis e obter modelos mais confiáveis; (2) identificar e condicionar à incerteza presente em função dos dados registrados; (3) diminuir os intervalos de incerteza dos parâmetros críticos identificados; (4) demarcar os limites seguros do desempenho futuro do reservatório. A conseqüência é um aumento da confiança no uso da simulação como ferramenta auxiliar do processo decisório. Além disso, procura-se fornecer à equipe multidisciplinar uma metodologia para reduzir o tempo empregado no gerenciamento de múltiplos atributos incertos na etapa de ajuste do modelo. / Abstract: The lack of reliable data or with high degree of uncertainty yields risk to the process of production prediction making the history matching, the model calibration from the registered field production indispensable. History matching is an inverse problem and, in general, different combinations of reservoir attributes can lead acceptable solutions, especially whit high degree of uncertainty of these attributes. The integration of history matching with a probabilistic analysis of representative models yields a way to detect matched models inside an acceptance interval, providing more efficient framework for predictions. It is necessary to consider dependences between global and local attributes. The scope of this work is to present a methodology that integrates the uncertainty analysis with the history matching process in complex models. This procedure helps to detect critical subsurface attributes and their possible variation, in order to estimate a representative range of the additional reserves to be developed. . It is not an objective to obtain the best deterministic model, but to mitigate uncertainties by using observed data. The objective is to improve the methodology initiated by Moura Filho (2006), applied to a simple model. The methodology presented in this work is applied in two study cases with similar complexity. Firstly, the methodology is verified and validated, on global scale, in Namorado Field. Then, at the application stage, it is chosen a synthetic reservoir model made from real outcrop data of Brazil and involving information from analog fields with turbiditic systems deposited in deep waters. The methodology allows the redefinition of the probability and levels of the dynamic and static attributes in order: (1) to reduce the group of possible history matching obtaining more realistic models; (2) to identify the existent uncertainty as a function of observed data; (3) to decrease the uncertainty range of critical reservoir parameters; (4) to increase the confidence in production forecast. One contribution of this work is to present a quantitative approach to increase the reliability on the use of reservoir simulation as an auxiliary tool in decision processes. Another purpose of this work is to provide a procedure to reduce the consumed time to handle multiples uncertainty attributes during the history matching. / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo