Orientador: Rosângela Barros Zanoni Lopes Moreno / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica / Made available in DSpace on 2018-08-25T19:13:12Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Cerna_CinthiaKellyQuispe_M.pdf: 4891576 bytes, checksum: 1e055010e701f9aed8364c71a0e68a06 (MD5) Previous issue date: 2014 / Resumo: O comportamento de um reservatório de gás e condensado durante a depleção é altamente complexo. Quando a pressão do reservatório cai abaixo da pressão de orvalho, forma-se um banco de condensado ao redor do poço, que afeta a produtividade do poço e a composição do fluido produzido. Dados experimentais e de campo evidenciam a existência de três regiões no sentido radial, desde a zona imediata ao poço até a zona mais afastada, com variação na saturação de condensado. A primeira região é aquela mais afastada do poço, onde a pressão de reservatório é maior que a pressão de orvalho, e não se tem presença de condensado. A segunda região caracteriza-se pela formação de duas fases no reservatório, embora o condensado ainda não seja móvel nesta região. Na terceira região, a saturação de condensado alcança uma saturação crítica e observa-se o início do escoamento de duas fases. O objetivo deste trabalho é caracterizar as regiões de escoamento no reservatório onde existe formação do banco de condensado e avaliar seu impacto na produtividade do poço. Adicionalmente, busca-se comparar as diferentes técnicas de avaliação deste tipo de reservatório. A análise foi baseada em dados obtidos durante a vida produtiva do poço com uso de ferramentas analíticas e numéricas. As análises dos testes transientes de pressão, em termos de pseudopressão monofásica e bifásica, foram desenvolvidas a partir de dados do período build up de dois testes de pressão utilizando o conhecimento de curvas de permeabilidade relativa. Em seguida, foi construído um modelo numérico de simulação composicional ajustado com os dados existentes dos fluidos e do reservatório, com a finalidade de modelar o comportamento do reservatório de gás condensado. A análise integrada permitiu validar os resultados e prever o comportamento do reservatório no futuro. Como resultados da avaliação foram identificadas as três regiões de escoamento, possibilitando comparar os resultados para permeabilidade, efeito de película e distribuição radial de saturação de condensado utilizando os diferentes métodos de análise. A contribuição deste trabalho reside na integração de análise de testes de poço e simulação numérica neste tipo de reservatório. Além disso, pode-se contribuir para uma melhor gestão do reservatório e procura de soluções para reduzir o efeito de condensação retrógrada / Abstract: The behavior of a gas condensate reservoir during depletion is highly complex. A bank of condensate is formed around the wellbore when the reservoir pressure drops below the dew-point pressure. As a result, the well productivity and the composition of the produced fluid are compromised. Experimental and field data have evidenced the existence of three regions in the radial direction from the zone immediately around to the wellbore to the farthest area, with variations in fluid saturations. In the first region, farthermost from the well, the reservoir pressure is higher than dew point pressure and there is no condensate drop-out. The second region is characterized by the formation of two phases in the reservoir, however the condensate is not mobile. In the third region, the condensate saturation reaches a critical saturation and is observed the beginning of the two-phase flow. This study aims to characterize the condensate bank of the reservoir where gas condensation occurs and to evaluate the condensate bank impact in the well productivity. Additionally, it seeks to compare the different techniques of evaluation of this reservoir type. The analysis was based on pressure data obtained during its productive life, through analytical and numerical tools. The analysis of pressure transient tests, in terms of single phase and two phase pseudo-pressure, were performed on build-up data using the knowledge of relative permeability curves. Further, a numerical compositional model was built and adjusted with the data of the reservoir and its fluids, with the purpose of modeling the behavior of a gas condensate reservoir. The integrated evaluation allowed us to validate the results and predict the behavior of the reservoir in the future. Based on the analysis, three flow regions were identified and it was possible to evaluate the difference on the results for effective permeability, formation damage and radial distribution of condensate saturation using different methods. The contribution of this work lies in integrating well test analysis and numerical simulation to evaluate this type of reservoir. Moreover, results can also contribute for a better reservoir management and as a base for finding solutions to reduce the effect of retrograde condensation / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestra em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Osvair Vidal Trevisan / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-25T01:17:03Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Araujo_SusanaVasconcelos_M.pdf: 2255387 bytes, checksum: dda0bb2a99db1fae70648bf6282ce8f6 (MD5) Previous issue date: 2014 / Resumo: O CO2 utilizado na recuperação avançada em reservatórios de petróleo é um importante agente de injeção devido a suas características de miscibilidade e de inchamento. No que tange a miscibilidade, a difusão molecular é o processo que descreve a mistura natural de fluidos miscíveis, e seu principal parâmetro é o coeficiente de difusão molecular. O objetivo deste estudo é medir o coeficiente de difusão bem como o fator de inchamento do CO2 em óleos leves em diferentes condições experimentais envolvendo pressão, temperatura e composição do óleo. Com intuito de obter o coeficiente de difusão, duas técnicas experimentais foram realizadas em paralelo: uma primeira técnica conhecida como decaimento de pressão e outra chamada de tomografia computadorizada. Esta última, apesar de ainda estar em processo de investigação, permitiu também a obtenção do fator de inchamento nas condições experimentais selecionadas. O óleo estudado é um óleo leve proveniente dos reservatórios do pré-sal no Brasil. Os testes foram efetuados em uma célula para altas pressões especialmente desenvolvida para esses ensaios que envolvem tomografia computadorizada. As pressões e temperatura variaram de 2.76 MPa a 28.96 MPa a 293.15 K e somente 10.34 MPa a 341.15 K. A difusão molecular é considerada um mecanismo chave que controla a miscibilidade entre o óleo e o gás. Sabendo que o coeficiente de difusão determina a taxa de transferência de massa durante o processo, a difusão de solventes em óleo leve dentro de um meio poroso se tornou de grande importância na engenharia de petróleo. Em paralelo, o inchamento do óleo bruto com CO2 aumenta o fator de volume de formação do óleo a tal ponto que o óleo residual remanescente após a injeção de água é menor em volume nas condições de superfície. A extensão do aumento ou do inchamento é medida pelo fator de inchamento. Nos últimos anos a difusão do CO2 em óleo pesado tem atraído uma maior atenção, enquanto que a difusão em óleo leve tem sido pouco estudada na literatura. Com foco nos reservatórios do pré-sal no litoral brasileiro, onde o óleo tem entre 28 a 30 graus API e concentrações variadas de CO2, diferentes modelos de difusão envolvendo as condições de fronteira na interface e a termodinâmica do CO2-óleo volátil precisam ser levados em consideração. No presente trabalho, os coeficientes de difusão puderam ser obtidos somente através da técnica experimental de decaimento de pressão por meio do modelo de resistência na interface proposto por Etminan et al. (2013). Os coeficientes de difusão estavam dentro dos intervalos reportados previamente na literatura. Além disso, um outro parâmetro, o coeficiente de transferência de massa, permitiu identificar que a resistência à transferência de massa na interface era praticamente insignificante no óleo original. Apesar das limitações do método de tomografia computadorizada na obtenção das concentrações de CO2 no óleo, a investigação desse método ofereceu uma melhor compreensão do fenômeno da difusão do CO2 dentro da coluna de óleo. Em contrapartida, o inchamento pôde ser claramente observado e caracterizado através desse método / Abstract: CO2-EOR is an important injection agent in oil reservoir due to its miscibility and swelling effects. Concerning the miscibility effect, molecular diffusion is the process describing the natural mixture of miscible fluids, whose main modeling parameter is the molecular diffusion coefficient. The aim of this study is to measure the diffusion coefficient and swelling factor of CO2 in light crude oil under different experimental conditions concerning pressure, temperature and oil composition. In order to obtain the diffusion coefficient, two experimental techniques were run in parallel: the well-established and so-called pressure decay method and a CT scan method that was still under investigation. The later method was also used to obtain the swelling factor in the selected experimental conditions. The oil studied was light oil from Brazilian subsalt oil reservoirs. Tests were carried on a specially constructed vertical high pressure cell, from 2.76 MPa to 28.96 MPa (400 psi to 4200 psi) at 293.15 K (20oC) and just 10.34 MPa (1500 psi) at 341.15 K (65oC). Molecular diffusion is particularly important for miscible gas flooding processes, as diffusion is a key mechanism controlling the miscibility between oil and gas. The diffusion coefficient determines the rate of mass transfer during the diffusive process that will result in a miscible system. The diffusivity of solvents into light oil in porous media has become of great significance in petroleum engineering, since CO2 injection has been proposed more and more as the enhanced oil recovery method to be applied in the reserves of conventional oils. The swelling effect of crude oil with CO2 increases the oil formation volume factor so that residual oil after waterflooding is smaller in volume at surface conditions. The extent of the expansion or swelling is measured by the swelling factor. While diffusion in CO2-heavy oils systems has attracted some attention, the subject in light crude oils is scarcely described in the public literature. Such prospect needs therefore to be thoroughly investigated for the pre-salt reservoirs offshore Brazil, where oil has an API gravity between 28 and 30 and a variable contents of CO2. Due to such properties, differences in the models regarding boundary conditions at the interface and in the thermodynamics of the CO2-volatile oil must be taken into consideration. Diffusion coefficients were obtained using only the pressure decay technique throughout Etminan et al. (2013) interface resistance model. The obtained diffusion coefficients were within the ranges previously reported in the literature. Furthermore, another parameter obtained with the model, namely the mass transfer coefficient, allowed identifying that there was almost no mass transfer resistance in the interface in original oil. Despite the CT limitations to obtain CO2 concentration, CT investigation could offer an important insight on CO2 diffusion inside the oil column. In contrast the swelling effect could be clearly observed and characterized through this method / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestra em Ciências e Engenharia de Petróleo