Orientadores : Paulo Roberto Ballin, Armando Zaupa Remacre / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-07-18T23:21:49Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Ramos_RamirodeAvila_M.pdf: 5280509 bytes, checksum: b82d761ec55ab5f1fa27affcf47255f4 (MD5) Previous issue date: 1994 / Resumo: A permeabilidade absoluta é uma das propriedades físicas que mais afetam o fluxo no reservatório, devendo ser, a rigor, representada matematicamente por um tensor completo. A formulação tradicionalmente utilizada para representar o fluxo de fluidos em meios porosos considera as direções principais de permeabilidade alinhadas com os eixos de coordenadas, reduzindo a representação da permeabilidade absoluta a um tensor puramente diagonal. Os meios porosos naturais costumam ser bastante heterogêneos, podendo variar a orientação e magnitude da permeabilidade de um ponto a outro do reservatório. O tratamento convencional da permeabilidade, portanto, pode ser inadequado para grande número de casos. Este trabalho investiga o impacto do tratamento tensorial completo da permeabilidade nas respostas de fluxo em meios heterogêneos quando submetidos a processos de mudança de escala. É construido um simulador de fluxo. bifásico, bidimensional e implantados métodos de mudança de escala que tratam a permeabilidade tensorialmente. Mostra-se que o tratamento tensorial da permeabilidade é mais eficiente na representação de anisotropias não alinhadas com os eixos de coordenadas. Seu impacto nas respostas de fluxo depende do modelo e do nivel de heterogeneidade apresentados pelo meio. Para uma avaliação prévia das condições tensoriais do modelo de heterogeneidade estudado, sugere-se a utilização de parâmetros obtidos do processo de mudança de escala, definidos neste trabalho como "fatores de torção" / Abstract: Absolute permeability is one of the most important physical properties affecting subsurface flow and should be represented matematically as a tensor. Traditionally, permeability is treated as a diagonal tensor,. i. e., the principal permeabilities are assumed to be alligned with the coordinate axes. All natural permeable media are heterogeneous. The orientation and magnitude of the principal permeability may vary from one point to another within the reservoir. Then traditional treatment of permeability may be inadequated in many pratical situations. The objetive of this work was to investigate the impact of the tensorial treatment of absolute permeability in flow. simulation results, especially when coupled with the scalling-up process in two-phase, two-dimensional flow. It's showed that the tensorial treatment of absolute permeability is more efficient than the traditional one to represent anisotropic heterogeneities that are not aligned with coordinate axes. This treatment was tested in a series of heterogeneous permeability images, involving scaling-up process and flow simulation / Mestrado / Geologia de Petroleo / Mestre em Geoengenharia de Reservatorios

Orientador : Armando Zaupa Remacre / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-07-18T23:20:27Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Mihaguti_MauroKoji_M.pdf: 6159682 bytes, checksum: 1385325d6c4de4dae249d9487ff2f2a7 (MD5) Previous issue date: 1994 / Resumo: Investiga-se os impactos nos resultados da simulação de fluxo, decorrentes de quatro pontos de incertezas geológicas: a variabilidade entre as realizações da simulação estocástica de fácies, e entre as realizações da modelagem das propriedades petrofísicas, a aplicação dos métodos de transferência de escala e os tipos de modelos utilizados para a estruturação das camadas de simulação de fluxo. A abordagem é eminentemente prática. A. caracterização geológica por modelagem numérica é realizada em dois estágios, utilizando a simulação estocástica de fácies e a simulação gaussiana sequencial da porosidade. A modelagem das propriedades petrofísicas, utilizando a teoria da esperança condicional, reproduz a nuvem de correlação inicial. A transferência de escala, utilizando estima dores analíticos, apresenta uma abordagem no meio geológico. As simulações de fluxo demonstram que os maiores impactos correspondem, em ordem decrescente de relevância: ao tipo de modelo utilizado para a estruturação das camadas,à reprodução das barreiras verticais na transferência de escala, à variabilidade entre as realizações da simulação de fácies (geometria interna) e à modelagem das propriedades petrofísicas / Abstract: This dissertation investigates the impacts in the results of flow simulation due to four points of uncertainty: the variability between realizations of stochastic simulation of fades, the variability between realizations of petrophysical properties modelling, the application of up-scalling methods and the types of models for the structuring of flow simulation layers. The approach is pratical. The geological characterization by numerical modelling is realized in two stages, using the stochastic simulation of fades and the sequencial gaussian simulation of porosity. The petrophysical properties modelling using the conditional expectation theory reproduces the initial correlation doud. The up-scalling using analytical estimators presents an approach in the geological media. Flow simulations demonstrates that the greater impacts correspond, in decreasing order of relevance: to the type of model for the structuring of flow simulation layers, the reproduction of vertical barriers in the up-scalling step, the variability between realizations of stochastic simulations of fades and the variability between petrophysical properties modelling / Mestrado / Geologia de Petroleo / Mestre em Geoengenharia de Reservatorios

Orientador: Eugenio Spano Rosa / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-19T04:43:51Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Carvalho_PauloMoreirade_M.pdf: 2664339 bytes, checksum: 5aebd17373c3e1100aa2d910987f4f97 (MD5) Previous issue date: 1993 / Resumo: Não informado / Abstract: Not informed. / Mestrado / Mestre em Engenharia de Petróleo

Orientador : Paulo Tibana / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-07-19T09:39:22Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Barros_ArmandoPaulo_M.pdf: 5165235 bytes, checksum: 9170738053be4f3455b999525d408dfa (MD5) Previous issue date: 1994 / Resumo: Esta dissertação aborda a caracterização geológica de um reservatório flúvio-eólico do Cretácio Inferior de um campo da Bacia do Recôncavo. A caracterização envolveu principalmente: (1) o estudo de litofácies e associações de litofácies, bem como os processos deposicionais relacionados; (2) a interpretação dos sistemas deposicionais e o estudo de estratigrafia de alta resolução e geometria do reservatório; (3) a correlação rocha-perfil e identificação de eletrofácies para permitir o mapeamento das heterogeneidades e propriedades Petrofísicas do reservatório; e (4) o estudo da qualidade da rocha e do fluido, e do comportamento da pressão e da produção do reservatório. Na parte inferior do reservatório estudado ocorrem sedimentos fluviais nterpretados como depositados por rios meandrantes com canais poucos sinuosos. No topo, o reservatório é constituído JX>r arenitos eólicos depositados em dunas de areias. Foram identificadas oito litofácies (seis fluviais e duas eólicas). A calibração rocha-perfil mostrou que há uma boa correspondência entre os perfis e a litologia, notadamente em função da textura e diagênese. As oito litofácies foram agrupadas em quatro eletrofácies, sendo três fluviais e uma eólica. Técnicas estatísticas foram empregadas com o objetivo de identificar as eletrofácies nos poços não testemunhados. Os dados de produção e pressão sugerem compartimentalização do reservatório relacionada à variações nas características do óleo. No topo da estrutura há uma região com baixíssima produção acumulada de óleo (baixa fluidez), apesar de conter as litofácies mais permeáveis encontradas neste estudo. A alta percentagem de parafina presente no óleo produzido (26%) e a baixa temperatura desta região (ao redor do ponto de fluidez do seu óleo- 25-40°C), sugere precipitação de parafinas no interior do reservatório. A erosão de espessa seção de sedimentos sotopostos ao reservatório estudado deve ser a causa do abaixamento da temperatura desta jazida. A porção média da acumulação é a mais produtiva do reservatório, apesar de sua menor permeabilidade, o que pode ser explicado pela temperatura desta região que está acima do ponto de fluidez do seu óleo. Quatro classes de qualidade das rochas-reservatório foram definidas com base nas impregnações de petróleo, na porosidade e na permeabilidade. As principais heterogeneidades que controlam o fluxo de fluidos no reservatório são: (1) camadas descontínuas de folhelhos e de arenitos de baixa permeabilidade; (2) arecorrência vertical das litofácies; e, (3) a região com óleo de baixa fluidez / Abstract: This dissertation presents a detailed study of an Early Cretaceous, fluvial-aeolian reservoir from the Recôncavo Basin, northeastern Brazil. This study, developed at the oil field scale, inc1uded essentially: (1) the description of lithofacies and lithofacies associations, as well as their depositional processes; (2) the interpretation of depositional systems, high-resolution stratigraphy and geometry ofthe studied reservoir; (3) log-rock correlation, and identification of electrofacies toallow the mapping of reservoir heterogeneities and petrophysical properties; and (4) the study of rock and fluid quality, and of reservoir behavior. The studied sandstone reservoir was deposited in low-sinuosity fluvial and aeolian (dune settings) systems. Eight lithofacies (two aeolian and six fluvial) were identified. There is good correlation between lithofacies and well log signatures, which are related main1y with the rock texture and diagenesis. The eight lithofacies were grouped into four electrofacies (one Aeolian and three fluvial). Statistical techniques were used to trace these electrofacies in the uncored wells.Production and pressure data suggest reservoir compartmentalization along the studied oil field, which are related with variation fi the quality of the oil. There is very low oi! production from the reservoir upper portion, despite of the fact that it contains the most permeable lithofacies. This is probably related with paraffin precipitation, as suggested by the high content (26 %) of paraffin in the recovered oil, and the low reservoir temperature (25 - 40 °C, around the pour point). Erosion of a thick section of over1ying sediments may have been responsible for the present reservoir low temperature. The mid portion of the reservoir is the best production zone, despite its lower permeability; this is explained by the fact that this portion presents temperatures above the pour point of the oil. Four classes of reservoir rocks where recognized on the basis of porosity, permeability, and types of oil shows. Major reservoir heterogeneities that control oil flow are: (1) discontinuous beds of low-permeability sandstones and mudstones; (2) frequent interbedding of distinct lithofacies; and (3) occurrence of oil with low temperature (around pour point) / Mestrado / Mestre em Geoengenharia de Reservatorios

Orientadores: Constantino Tsallis, Claudio Bettini / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-07-19T10:34:32Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Beer_Rudolfo_M.pdf: 4005115 bytes, checksum: 9b3e1a759e868b1e10c7d7a6e5843792 (MD5) Previous issue date: 1994 / Resumo: A geometria fractal vem sendo utilizada cada vez com maior freqüência para caracterizar e descrever os fenômenos geológicos. A sua aplicação se estende desde o ponto de vista microscópico, como análise de lâminas delgadas de rochas, estudos de percolação de fluidos e estudos de características de sedimentação, até o entendimento de processos macroscópicos, como distribuição de padrões de fraturamento para análises tectônicas ou então geração de distribuições de propriedades petrofísicas para estudos de fluxo de fluidos em meios porosos. Este último tópico é o tema principal desta tese. Estudamos as principais propriedades de famílias de funções conhecidas por movimento Browniano fractal (mBf) e ruido Gaussiano fractal (rGf) , com vistas à sua utilização para o modelamento de perfis elétricos, acústicos e radioativos de poços, determinando as características destas distribuições a partir da técnica estatística da análise RIS, que fornece o parâmetro H, expoente de Hurst, que caracteriza a intermitência destes processos. Com o valor de H realizamos interpolações estocásticas de propriedades de rochas, estimando valores em pontos não amostrados, que respeitam as características estruturais expressas nos perfis dos pontos amostrados pelos poços. A malha pode ser refinada para atender às necessidades da simulação de fluxo. O algoritmo utilizado para este fim é uma modificação do processo de adições sucessivas aleatórias proposto por Voss (1988), com a particularidade de condicionar a simulação estocástica aos dados disponíveis. Em seu estágio atual, o algoritmo realiza uma simulação 2-D. Concluimos que as distribuições fractais têm aplicabilidade nos estudos de reservatórios de petróleo e que as técnicas da análise RIS e da simulação estocástica via adições sucessivas aleatórias modificado, em combinação com técnicas geoestatísticas como a variografia e a krigagem, são ferramentas de grande utilidade para a caracterização de propriedades geológicas na escala de simulação de fluxo. A tese está organizada como segue: o primeiro capítulo aborda os principais conceitos de fractais, os métodos de medida da dimensão fractal e algumas aplicações mais recentes na área das geociências; o segundo capítulo trata das propriedades das famílias de funções mBf e rGf; o terceiro capítulo estuda os processos dinâmicos e, em particular, a equação logística, para a calibração da análise RIS, cujas características constituem o tema central do capítulo quarto, que também mostra sua aplicação aos perfis elétricos de poços; no capítulo cinco são apresentados os conceitos de interpolação por krigagem e por simulação estocástica, com sua aplicação para gerar parâmetros petrofísicos em pontos não amostrados dos reservatórios / Abstract: The fractal concepts have been increasingly used to characterize and describe geological phenomena. Their applicability extends from the microscopic scale, such as thin section analysis, fluid percolation and sedimentological studies, to the macroscopic scale processes, such as the pattern of fracture distribution for tectonic analysis or generation of petrophysical property distributions to improve the knowledge and simulation of fluid transport in porous media. The latter subject constitutes the main goal of the present thesis. We study the main features of a family of functions, referred to as fractional Brownían motion (fBm) and fractional Gaussian noise (fGn) by Mandelbrot and Van Ness (1968), and use them as a model for wireline welllogs run in petroleum reservoirs. These distributions have the property of being statistically well characterized by the parameter H, the Hurst exponent, which measures the intermittency of the processo By using the H value, we are able to perform a stochastic interpolation of rock properties, estimating values of these properties in unsampled points. These estimates preserve the structural features of the well logs from the sampled points. The interpolation grid can be refined to satisfy the requirements of the fluid flow simulators, minimizing the undesirable aspects of the scaling up procedures. The algorithm implemented in this work is a modification introduced in the so-called successive random additions algorithm, after Voss (1988), which has the peculiarity of conditioning the stochastic simulation to the original data. Another improvement of the algorithm is the ability of controling the distance of information influence, by means of a parameter /l. In the present stage, the code provides 2-D simulations only. We conclude that fractal distributions are suitable for hydrocarbon reservoir studies, and the techniques of RIS analysis and stochastic simulation via generalized successive random additions, combined with geostatistical tools such as variography and kriging, can be used to generate petrophysical property distributions and parameters to feed fluid flow simulators / Mestrado / Geoengenharia de Reservatorios / Mestre em Ciências

Orientadores: Antonio Claudio de Franca Correa, Maria Cristina Cunha / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-07-19T17:08:12Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Ferreira_DeiseMassulo_M.pdf: 2477176 bytes, checksum: 1df830690c242eb5d718985938f764e6 (MD5) Previous issue date: 1994 / Resumo: A presente dissertação estuda o deslocamento unidimensional ele dois fluidos incompressíveis, com o fluido molhante deslocando o não-molhante, em reservatórios heterogêneos compostos de uma fração contínua de maio transmissibilidade englobando uma fração descontínua de menor transmissibilidade.A formulação matemática adotada para representar o escoamento incompressível no meio heterogêneo admite fluxo convectivo na fração mais permoporosa e transferência de massa entre a fração mais permo-porosa e a fração menos permo-porosa, proporcional à diferença de saturação entre as duas frações. O sistema hiperlico de equações é resolvido pelo método das características para uma curva de fluxo fracionário genérica. A soluçãO obtida mostra a formação de uma frente de avanço na fração mais permo-porosa, cuja velocidade e saturação diminuem com o tempo, devido à troca de massa entre as duas frações do meio poroso. A redução da velocidade da frente de avanço da fração mais permo-porosa depende da intensidade da recuperação do óleo da fração menos permo-porosa. Os modelos de transferência de massa reportados na literatura são usados para calcular o coeficiente de transferência de massa do modelo proposto. A validação do modelo é feita através do ajuste a um experimento de laboratório reportado na literatura. Uma outra formulação para a transferência de massa, baseada na equação da difusão, é apresentada. A solução numérica para esta formulação exigiu um excessivo tempo computacional, o que conduziu ao desenvolvimento de uma solução aproximada, baseada no teorema de valor médio para integrais. É apresentado um exemplo prático com dados de campo / Abstract: The present work studies the incompressible flow of two immiscible fluids (a wetting fluid displacing a non_wetting one) in heterogeneous reservoirs composed of a continuous fraction of high transmissibility surrounding a discontiÍmous fraction of low transmissibility. The mathematical formulation used to represent the incompressible flow in the heterogeneous medium admits flow due to convective forces in the more permeable fraction, and mass transfer between the more permeable fraction and the less permeable fraction, which is proportional to the difference in: saturation between them. The resultant hyperbolic system of equations is solved by the method of characteristics for a generic fractional flow curve. The solution leads to a shock front of saturation of the wetting fluid in the more permeable fraction, whose velocity and saturation decrease in time, due to the mass transfer between the two fractions. The rate of reduction in the velocity of the shock front depends on the intensity of oi! recovery from the less permeable fraction of the reservoir. The mass transfer models reported in the petroleum literature are used to calculate the mass transfer coefficient of the proposed model. The model validation is obtained through a laboratory experiment reported in the literature. Another mathematical formulation that considers a diffusion-type equation for the less permeable fraction is presented. The numerical solution for this formulation is time consuming. So an approximate solution, based on the mean value theorem for integrais, was developped. A practical example with field data is presented. / Mestrado / Geoengenharia de Reservatorios / Mestre em Ciências

Orientadores: Antonio Celso Fonseca de Arruda, Euclides Jose Bonet / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-19T20:23:36Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Silva_ArlindodaCostae_M.pdf: 55190653 bytes, checksum: dbf84d06f9f97990b8efe767cfc5a270 (MD5) Previous issue date: 1994 / Resumo: Objetivou-se, através da técnica de tomografia computadorizada de Raios-X, visualizar o desenvolvimento de digitações viscosas durante o deslocamento de uma fase óleo por uma fase aquosa em um meio poroso homogêneo, natural e consolidado (arenito Vosges ). Foram escolhidos parâmetros de velocidade de injeção e razão de mobilidade de modo a propiciar o surgimento de digitações viscosas durante o escoamento bifásico. Com a utilização de um sofisticado sistema computacional (Khoros) para o tratamento das imagens gráficas, foi possível a determinação dos perfis de porosidade e de saturação de fluidos ao longo das amostras de rocha. A análise das imagens das secções transversais mostrou que, em condições de estabilidade hidrodinâmica, o deslocamento se desenvolve de acordo com o modelo pistonado sofrendo, apenas, efeitos gravitacionais bastante suavizados. Em contra-partida, em condições hidrodinamicamente instáveis, o fluido injetado se desloca através de regiões bem definidas do meio poroso indicando a existência de canais com pequeno gradiente positivo de permeabilidade. Observou-se, neste caso, efeitos de segregação gravitacional ainda mais marcantes. A análise dos perfis de saturação mostrou que, sob condições de saturação de água inata constante, as curvas de saturação da fase aquosa contra a variável de similaridade (XoITD) são semelhantes. Mantidos os mesmos parâmetros de injeção, observou-se que, as curvas de permeabilidade relativa ao óleo se sobrepõem. O mesmo acontece com as curvas de permeabilidade relativa à agua. Ficou evidente que tais curvas de permeabilidade relativa são bastante sensíveis à velocidade de injeção da fase de maior mobilidade. As curvas de permeabilidade relativa à água sugerem a existência de dois regimes de escoamento no interior do meio poroso e que, a mudança de um regime para o outro acontece em valores muito próximos de saturação da fase aquosa na rocha / Abstract: The purpose of this work is to apply computerized X-Ray tomography techniques to visualize the development of viscous fingering during the displacement of an oil phase through an homogeneous, natural and consolidated porous media. Viscous fingering during two-phase flow is obtained by appropriate selection of both injection rate and mobility ratio. The porosity and saturation profiles have been computed by means of image analysis through the use of a graphical interpretation software. The image analysis of the cross sections shows that, under conditions of hidrodynamic stability, the displacement of water by oil occurs as predicted by the piston-like model, with small gravitational effects. On the other hand, when the oil phase is displaced by a water phase under unstable hidrodynamic conditions, the injected water flows through well defined regions of the porous medium. Gravity segregation is also observed in this case. Provided the injection parameters and the connate water saturation are kept constant, the water saturation profiles as a function of self-similar variable (xo / to) merge into a single curve. For the same injection conditions, it was observed that curves of oil permeability versus water saturation overlap themselves. Such overlapping also happens with the water relative permeability versus water saturation curves. It was evident that the oil relative permeabilities are strongly influenced by the injection rate of a higher mobility fluid. The shape of the water relative permeability curves indicates the existence of two different displacement mechanisms taking place along the core. Moreover, the water fractionary flow curve is characteristic of unstable displacement / Mestrado / Mestre em Engenharia de Petróleo

Orientação: Osvair Vidal Trevisan / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-19T20:25:17Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Santos_JoseAltamiroCarrilhoMotados_M.pdf: 21821522 bytes, checksum: ae68b8438e5a185924db18f4111dc96e (MD5) Previous issue date: 1994 / Resumo: A produção de água juntamente com óleo, devido à formação de cone de água, acarreta grandes prejuízos, em virtude da redução da produção de óleo e da queda de pressão do reservatório, além de gastos adicionais para o descarte desta água, um agente altamente poluidor. Um dos métodos usados para diminuir a produção de água, devido à formação do cone, é a injeção de fluido não-newtoniano no reservatório, no intuito de criar uma barreira de baixa permeabilidade. É de suma importância o conhecimento da posição da frente do banco de fluido no reservatório, para que se possa avaliar o volume necessário a ser injetado e determinar a melhor posição para o canhoneio do poço. A formulação do problema é feita através da equação diferencial parcial não-linear para escoamento do fluido modelo de potência em meio poroso. Da solução independente deste problema, obtém-se, o campo de velocidade, usado como parâmetro em uma outra equação (difusão-convecção) diferencial parcial linear, relativa ao transporte de polímero dentro do reservatório. Em virtude da equação do movimento ser não-linear e ainda não existir solução analítica para o caso de duas dimensões, a solução numérica para o problema foi obtida através do uso de diferenças-finitas, usando um algoritmo totalmente implícito. A solução do campo de pressão, transformada em campo de velocidade, é comparada com as soluções analíticas para o escoamento de fluido não-newtoniano em uma direção e em duas direções para fluido newtoniano. Após as comparações, acima citadas, foi constatado que o movimento dentro do banco de fluido injetado está em regime permanente, independendo, portanto, da viscosidade para fluido newtoniano e dos índices de comportamento e de consistência para fluido modelo de potência. Por isto, a solução do problema é feita de forma semi-analítica, através de expressão conhecida para tempo longo. Por sua vez, a equação de transporte de polímero é resolvida numericamente / Abstract: Water production due to water coning means great losses, inducing reduction in oil production and additional pressure drop in the reservoir, not mentioning the costs for disposal of the produced water - a major pollutant. One method used to decrease water production from coning is the injection of a non-newtonian fluid into the near wellbore region of the reservoir, for the fonnation of a permeability barrier to water flow. It is important for the engineer to determine the position of the fluid bank front in the reservoir, in order to evaluate the amount of injection fluid needed and to choose the wellbore segment to be perforated. The problem fonnulation is carried out from the partial differencial equation accounting for the flow of a power law fluid in porous media. The velocity field yielded by the solution of this equation is used in the diffusion-convection differential equation that describes the transport of polymer in the reservir. Due to the non-linear characteristic of the first equation, the solution is sought via a finite-difference numerical method employing a fully implicit algorithm. The solution obtained, in tenns of pressure and velocity fields, is compared against available analytical solutions for the non-newtonian flow in one dimension and for the newtonian flow in two dimensions. The study shows that the fluid flow in the core of the fluid bank is essentially in the steady-state regime, therefore the velocity field is independent of viscosity characteristics of the fluid - viscosity per se in newtonian fluids and behavior/consistency indexes in power law fluids. The complete solution for the problem is conveniently sought by a semi-analytical procedure, combining analytical long-tenn solutions for the velocity fields and numerical solution for the polymer transport equation / Mestrado / Mestre em Engenharia de Petróleo

Orientadores: Armando Zaupa Remacre, Paulo Roberto Ballin / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-07-19T22:28:09Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Aderaldo_RicardoCosta_M.pdf: 6349620 bytes, checksum: 22cb1a102c6fc19a46c4317277c3035a (MD5) Previous issue date: 1994 / Resumo: Este trabalho se propõe a analisar, em uma aplicação de campo, a influência do espaçamento entre poços na recuperação primária de óleo utilizando, para caracterização das heterogeneidades, informações de reservatórios análogos aflorantes e técnicas geoestatísticas. Para cada espaçamento, obtém-se o fator de recuperação de óleo mais provável e uma faixa de variação em torno deste valor com o grau de incerteza a ela associada. A metodologia utilizada envolve as seguintes etapas: modelagem da arquitetura geológica das eletrofácies da Zona 400 do Campo de Canto do Amaro, situado na Bacia Potiguar Emersa, utilizando-se um algoritmo de simulação gaussiano truncado, SGT; quantificação das incertezas geológicas desta modelagem, através da ordenação das respostas de produção obtidas nas simulações numéricas de fluxo das diversas imagens equiprováveis; análise da redução de espaçamento das realizações de percentis 10, 25, 50, 75 e 90%; e a obtenção, para cada espaçamento, da curva de distribuição de freqüência acumulada aproximada do fator de recuperação de óleo. Observou-se que o espaçamento entre poços influencia diretamente a recuperação primária de óleo do reservatório analisado. Constatou-se, também que, com a redução do espaçamento, há um crescimento na recuperação até atingir um valor máximo, a partir do qual ocorre uma redução da mesma. Este comportamento deve-se a um efeito de retardamento da atuação do aqüífero de fundo na manutenção de pressão, causado pelo aumento da taxa de drenagem do reservatório / Abstract: This 'work analyzes the influence of well spacing on primary oil recovery in one real reservoir using outcrop data and geostatistic techniques (gaussian truncated simulation) to describe the reservoir. For each well spacing a recovery factor and its variation range as well as the respective uncertainty are obtained. It was observed that oil recovery increases with reduction in well spacing up to a maximum value when the botton water aquifer reduces its effect due to excessive reservoir drainage. Studies of probabilities such as this work can be useful to aid decisions and to make it possible to utilize risk analysis for reservoir management / Mestrado / Mestre em Geoengenharia de Reservatorios

La respuesta asimétrica de los precios es un fenómeno por el cual estos se mueven a una velocidad distinta a la que varían los costos. Para el período del año propuesto, se sugiere que este fenómeno se encontraría presente en la industria del petróleo en el Perú, de modo tal que los precios suben más rápido de lo que bajan. Esto resulta en un perjuicio para el consumidor, puesto que pagaría un precio más alto por el diesel, derivado del petróleo. En el presente trabajo, además, se buscan algunas posibles explicaciones del porqué ocurre este fenómeno, por lo que se explora en el cambio del número de actores en la venta al consumidor final, producto de la adquisición de Pecsa por parte de Primax, y en los flujos de inversión en la etapa de refinación, con la expansión de la refinería de Talara. Para determinar la presencia de este fenómeno se empleó un Modelo de Corrección de Errores, y el resultado nos revela que en el período de estudio los precios de la venta retail suben más rápido de lo que bajan ante fluctuaciones en el precio del barril de petróleo. / The price asymmetry response consists in prices rising or falling more quickly than changes in costs. For the years taken for this paper, we suggest that this asymmetry could be present in the Peruvian oil industry, in the form of prices rise faster than they fall, which is detrimental for the consumers because they pay higher prices for diesel. In this paper we also seek for potential explanations that might cause this asymmetric response. In particular, we emphasize in changes of number of agents on the final stage of the oil industry chain, namely the acquisition of Pecsa by Primax, and in the investment flows that grew because of the expansion of Talara’s refinery. To determine the presence of the asymmetric response we use Error Correction Model, and the result reveals that in the years concerning this paper the price faced by final consumers rises faster than they fall before fluctuations in oil barrel price.