Submitted by Automação e Estatística (sst@bczm.ufrn.br) on 2018-07-02T20:02:10Z No. of bitstreams: 1 MilleneCarolineAlbinoDeOliveira_DISSERT.pdf: 1418048 bytes, checksum: c956e83ed709189939b1c3817853edcb (MD5) / Approved for entry into archive by Arlan Eloi Leite Silva (eloihistoriador@yahoo.com.br) on 2018-07-04T15:33:39Z (GMT) No. of bitstreams: 1 MilleneCarolineAlbinoDeOliveira_DISSERT.pdf: 1418048 bytes, checksum: c956e83ed709189939b1c3817853edcb (MD5) / Made available in DSpace on 2018-07-04T15:33:39Z (GMT). No. of bitstreams: 1 MilleneCarolineAlbinoDeOliveira_DISSERT.pdf: 1418048 bytes, checksum: c956e83ed709189939b1c3817853edcb (MD5) Previous issue date: 2018-02-23 / Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior (CAPES) / A contínua necessidade de se produzir cada vez mais hidrocarbonetos faz com que seja de fundamental importância o desenvolvimento de métodos capazes de extrair mais óleo dos reservatórios. Assim, a recuperação avançada através da injeção de tensoativos atua na redução da tensão interfacial óleo-agua, melhorando o deslocamento de petróleo para fora do reservatório. Este trabalho tem como objetivo caracterizar o biossurfactante ramnolipídeo, produzido a partir da bactéria Pseudomonas aeruginosa, e avaliar sua utilização no processo de recuperação avançada de petróleo, utilizando arenitos sintéticos como rocha-reservatório. A caracterização do biossurfactante envolveu a determinação de sua concentração micelar crítica (cmc), além da influência do pH e da salinidade sobre o mesmo. Já para a recuperação avançada, foram utilizados três tipos de petróleo, entre 21 e 30 ºAPI, e três concentrações de biossurfactante, a 30, 50 e 100% acima da cmc. Os resultados obtidos mostram que a injeção de biossurfactante, além de ser uma alternativa sustentável aos tensoativos sintéticos por sua biodegradabilidade e baixa toxicidade, é capaz de aumentar o fator de recuperação do processo de produção de petróleo após a injeção de água, obtendo fatores de recuperação avançada entre 1,6 e 9,3%, dos quais os melhores resultados foram alcançados para óleos mais viscosos e maiores concentrações de ramnolipídeo. / The continuous need for increased production of hydrocarbons makes the development of techniques to produce more oil from reservoirs a matter of fundamental importance. In that context, the enhanced oil recovery (EOR) through surfactant flooding works by lowering the interfacial tension between water and oil, improving the displacement of the latter out of the reservoir. The present work aims to characterize the rhamnolipid biosurfactant, produced from a strain of the Pseudomonas aeruginosa bacteria, and to assess its utilization in the EOR process, using synthetic sandstone as reservoir rocks. The rhamnolipid characterization involved the determination of its critical micelle concentration (c.m.c.), and also the behaviour caused by the influence of pH and salinity over it. The EOR process included three oil samples, with API degree range of 25-30, and three biosurfactant concentrations, of 30, 50 and 100% above the cmc. The results demonstrated that biosurfactant flooding not only presents itself as a sustainable alternative to synthetic surfactants by being biodegradable, but is also capable of increasing the recovery factor of the oil production process post water injection, presenting a range of enhanced recovery factors from 1.6 up to 9.3%, displaying better results when heavier, more viscous oil samples are used and for higher rhamnolipid concentrarions.

Orientador: Osvair Vidal Trevisan / Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-25T03:02:30Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Laboissiere_Philipe_D.pdf: 6727238 bytes, checksum: ea2c2123c6debfbac0f638ef74e8cea7 (MD5) Previous issue date: 2014 / Resumo: No método de recuperação WAG, a alternância dos fluidos injetados promove alterações de saturações no meio poroso. Associados a estas alterações ocorrem dois fenômenos muito relevantes à movimentação de fluidos na rocha: (1) o trapeamento capilar de CO2 durante o processo de embebição, e (2) a histerese nas curvas de permeabilidade relativa. As informações sobre o aprisionamento de CO2 e os efeitos de histerese cíclica são chaves para a previsão de comportamento dos reservatórios carbonáticos submetidos à injeção alternada de água e dióxido de carbono (CO2-WAG) e estocagem de CO2. Os objetivos deste trabalho são divididos em duas partes. A primeira é investigar, em escala de laboratório, a influência de diferentes condições de pressão e temperatura sobre a máxima saturação de gás trapeada em escoamento bifásico. A segunda é investigar, também em escala de laboratório, os efeitos de histerese cíclica (gás e água) da permeabilidade relativa em escoamento trifásico. Com esta finalidade, foram realizados testes em rochas carbonáticas, consideradas heterogêneas. As coquinas utilizadas são de afloramentos análogos ao do pré-sal, procedentes da Formação Morro do Chaves, da Bacia Sergipe-Alagoas, Brasil. Amostras semelhantes às utilizadas no trabalho tiverem sua composição mineralógica, geometria dos poros e propriedades petrofísicas caracterizadas por lâminas delgadas e por tomografia computadorizada. No trabalho é desenvolvida uma metodologia experimental para caracterização de experimentos em rochas carbonáticas, de forma a permitir adequada investigação do método WAG em escala de laboratório. O monitoramento das distribuições de saturações durante os ensaios de deslocamento foi realizado através de tomografia computadorizada, juntamente com criteriosos procedimentos para obtenção dos balanços de materiais. A metodologia é apresentada em duas etapas que contemplam, em uma primeira instância, a montagem de um aparato (A) para o estudo sobre trapeamento bifásico de N2 ou CO2 em uma amostra (A) longa (76 cm); e, em uma segunda, a montagem de outro aparato (B) para conduzir o teste de histerese trifásica em uma amostra (B) curta (21 cm). As amostras foram preparadas e os testes seguiram com os procedimentos considerados padrões para os estudos propostos. Para a investigação do trapeamento bifásico (água-gás) e da variação dos coeficientes de trapeamento de Land, foram realizados deslocamentos de drenagens e embebições em diferentes condições de pressão (700 a 7000 psi) e temperatura (22°C e 65°C) para avaliar a influência das propriedades rocha-fluido na saturação residual de gás em meio poroso. Para a investigação da histerese cíclica da permeabilidade relativa trifásica e da redução da permeabilidade relativa ao gás e à água, foram realizadas sequências de deslocamentos de drenagem e embebição em meio poroso saturado com óleo e na condição de água irredutível. Os resultados da investigação sobre o trapeamento do gás pela água revelam que os efeitos combinados de aumento de viscosidade e densidade do gás em condições de pressão e temperatura elevadas aumentam a saturação máxima de gás trapeada. Os coeficientes de trapeamento de Land obtidos neste trabalho foram caracterizados através da determinação local das saturações via tomografia computadorizada, apresentando variação local do coeficiente. Eventos de dissolução-precipitação nos testes envolvendo CO2 e salmoura carbonatada alteram a estrutura dos poros e podem modificar a capacidade de trapeamento da amostra, funcionando como um mecanismo auxiliar. O efeito de histerese em processo WAG fica claro na análise dos dados experimentais de permeabilidade relativa à água e ao gás do teste trifásico, destacando-se o comportamento da permeabilidade relativa ao gás. Através da adequada caracterização da histerese em regime permanente foi possível determinar o expoente (?) de redução da permeabilidade relativa ao gás do modelo de Larsen. Conclui-se que os parâmetros de histerese bifásica e trifásica são dependentes do processo de injeção, que é uma característica da injeção WAG. Os parâmetros devem ser medidos na pressão e temperatura de reservatório do campo em estudo, para assim, serem representativos em ajustes de histórico experimental e para uma adequada previsão do comportamento do processo WAG em escala de campo / Abstract: In the WAG recovery method, alternating the injected fluids promotes changes in the saturation of the porous media. Associated with these changes, two phenomena occur, which are very relevant to the movement of fluids in the rock: (1) capillary trapping of CO2 during an imbibition process, and (2) hysteresis in the relative permeability curves. Information regarding CO2 trapping and cyclic hysteresis effects is key for predicting the behavior of the carbonate reservoirs subjected to water alternating gas (CO2-WAG) and CO2 storage processes. The objectives of this study were divided in two parts. First was to investigate, at laboratory scale, the influence of different pressure and temperature conditions on the maximum trapped saturation of gas in two phase flow. The second was to investigate, also at laboratory scale, the effects of cyclic hysteresis (gas and water) of three-phase relative permeability in three phase flow. To this end, tests were conducted on carbonate samples that were considered to be heterogeneous. The samples used were coquinas from outcrops that are analogous to pre-salt samples, coming from the Morro do Chaves formation, in the Sergipe-Alagoas Basin, Brazil. The mineralogical composition, pore geometry and petrophysical properties of samples similar to those used in this study were characterized by thin sections and computed tomography. In this study, an experimental methodology was developed to characterize carbonate rocks in such a way as to allow adequate investigation of the WAG method at laboratory scale. Monitoring of the saturation distributions during the displacement tests was conducted through computed tomography, along with detailed procedures for obtaining material balances. The methodology is presented in two steps that include, first, the assembly of an apparatus (A) for studying two-phase trapping of N2 or CO2 in a long sample (A) (76 cm) and, second, the assembly of another apparatus (B) to conduct the three-phase hysteresis test on a short sample (B) (21 cm). The samples were prepared, and the tests followed the procedures considered to be standard for the proposed studies. To investigate the two-phase trapping (water-gas) and variation in Land trapping coefficients, drainage and imbibition displacements were carried out under different levels of pressure (700 to 7000 psi) and temperature (22°C and 65°C) in order to evaluate the influence of the rock/fluid properties on the residual saturation of the non-wetting phase in the porous media. To investigate the cyclic hysteresis of three-phase relative permeability and reduction in both water and gas permeability, sequences of multiphase drainage and imbibition displacements were carried out in porous media saturated with oil and irreducible water. The results of the investigation of two-phase trapping show that the combined effects of increased viscosity and density of the gas in high pressure and temperature conditions increase the maximum gas trapped saturation. The Land trapping coefficients obtained in this study were characterized by determining local saturations through computed tomography, presenting a local variation of the coefficient. Dissolution-precipitation events involving CO2 and carbonated brine altered the pore structure and can modify the sample¿s trapping capacity, serving as an auxiliary mechanism. The effect of hysteresis on the WAG process becomes clear when analyzing the experimental data from the three-phase test, in particular the behavior of the gas relative permeability. Through proper characterization of hysteresis in steady state, it was possible to determine the reduction exponent (?) of the gas relative permeability using the Larsen and Skauge model. It was concluded that the parameters of two-phase and three-phase hysteresis are process dependent, which is characteristic of WAG injection. The parameters should be measured under the conditions of the reservoir in study in order to be a representative in adjustments of experimental history matching and to properly predict realistic behavior of the WAG process at field scale / Doutorado / Reservatórios e Gestão / Doutor 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

Orientador: Denis José Schiozer / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-26T09:48:51Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Lamas_LuisFernandodeOliveira_M.pdf: 7621400 bytes, checksum: 2a0dfa71de9030f941d4937ac201a02e (MD5) Previous issue date: 2014 / Resumo: A injeção de polímeros é uma técnica de recuperação melhorada de óleo que consiste da mistura de polímeros à água para aumentar sua viscosidade e diminuir a razão de mobilidade entre o fluido deslocante e o fluido deslocado. A menor razão de mobilidade resulta em um melhor varrido areal e retardamento da irupção do fluido injetado nos poços produtores. O objetivo deste trabalho é estudar o efeito da injeção de polímeros no espaçamento ideal entre os poços pois se a influência for grande, a decisão pela injeção de polímeros deve ser tomada nos primeiros estágios da vida do campo. Para isso, este trabalho compara estratégias selecionadas para injeção de água às selecionadas para injeção de polímeros e realiza um teste com simulações cruzadas, onde polímeros são injetados para a estratégia selecionada para água e água é injetada na estratégia selecionada para polímeros. Os resultados mostram que, para o caso estudado, a diferença entre os espaçamentos dos poços não é muito grande e que o controle dos parâmetros operacionais é suficiente para compensar possíveis vantagens devido a posições diferentes dos poços. Dessa forma, para o exemplo e condições testadas, o campo pode ser desenvolvido considerando injeção de água e a decisão pela injeção de polímeros pode ser tomada nos estágios posteriores da vida do campo / Abstract: The injection of polymers is an improved oil recovery technique which consists on the mixture of polymers to the water to increase its viscosity and reduce the mobility ratio between the displacing and the displaced injection fluids. This smaller mobility ratio results in a better sweep efficience and a delay in the breakthrough time. The objective of this work is to study the effect of the polymer injection in the ideal spacing among the wells once if the influence is important, the decision for injecting polymers should be taken in the earlier stages of the field life. This work consists on the comparison of production strategies considering water and polymer flooding and tests, a crossed simulations, where polymers are injected in the strategy selected for water, and water is injected in the strategy selected for polymers. The results show that for the studied case, the difference among the well spacing for both strategies is not very important, and the control of the operational parameters is enough to compensate possible advantages due to different perforation schemes. It means that the field can be developed considering water injection and the decision for polymer flooding can be taken in the later stages of the field economic life / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Rosângela Barros Zanoni Lopes Moreno / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-23T09:28:13Z (GMT). No. of bitstreams: 1 BonillaSanabria_FabianCamilo_M.pdf: 7814055 bytes, checksum: 6037ae62c4e94a0903183711290b83a9 (MD5) Previous issue date: 2013 / Resumo: Os surfactantes são utilizados para diferentes propósitos na indústria do petróleo. As formulações de recuperação avançada utilizando surfactantes são aplicadas visando incrementar o fator de recuperação em reservatórios de óleo, tanto na etapa de recuperação secundária como na etapa terciária. Através de poços injetores, os volumes requeridos de uma solução aquosa com uma concentração definida de surfactante são introduzidos no reservatório para induzir à geração de um novo banco de óleo móvel por meio da diminuição da tensão interfacial água-óleo. Tensões interfaciais ultra baixas são obtidas e, consequentemente, o número capilar e a recuperação de óleo são incrementados. A eficiência do processo de deslocamento é influenciada por várias características das soluções de surfactantes, incluindo o comportamento de fases, a tensão interfacial, a concentração de eletrólitos em solução (salinidade) e a adsorção à superfície sólida da rocha. Assim sendo, um projeto de injeção de surfactantes deve ser planejado adequadamente para a obtenção do melhor cenário para a implementação da técnica. Este trabalho mostra um processo metodológico para identificar e avaliar formulações de surfactantes a serem aplicadas como método de recuperação química. Três surfactantes aniônicos e dois surfactantes não-iônicos foram selecionados da literatura para a análise experimental: Dodecil Sulfato de Sódio (SDS), Dodecil Sulfato de Amônio (ADS), Lauriléter Sulfato de Sódio (SLES), Monolaurato de sorbitano (SPAN-20) e o Polisorbato-20 (TWEEN-20). Álcool isopropílico foi utilizado como cosurfactante e poliacrilamida parcialmente hidrolisada (HPAM) foi empregada na solução polimérica usada para deslocar o banco de óleo formado e corroborar com a avaliação das formulações de surfactante. Inicialmente, utilizando-se tensiometria ótica, foram feitas medições de tensão superficial das soluções de surfactante para identificar a Concentração Micelar Crítica (CMC) característica de cada surfactante. A partir dos resultados de tensão interfacial obtidos e seguindo-se com o processo metodológico, foram selecionadas as formulações a serem analisadas nos Testes de Comportamento de Fases. Estes testes foram conduzidos com diferentes formulações de surfactante e uma mistura de óleo de campo e querosene. As soluções aquosas e o óleo foram colocados em pipetas de 5 ml para a análise do comportamento das formulações de surfactante em uma dada faixa de salinidade. Entre as formulações analisadas, algumas foram selecionadas para a avaliação da recuperação avançada de óleo através de testes de deslocamento. Estes testes foram conduzidos em amostras de arenito de alta permeabilidade provenientes da formação Botucatu. Uma vez que nesses arenitos, o fenômeno de histerese pode ser negligenciado, é possível conduzir um processo de injeção de água convencional (embebição) seguido de um processo de injeção de óleo (drenagem) visando restaurar as saturações dos fluidos no meio poroso próximas daquelas obtidas no processo da saturação inicial. Finalmente, a eficiência do método de recuperação melhorada é determinada injetando-se um banco de uma formulação de surfactante de tamanho definido. O banco de surfactante é deslocado ao longo do meio poroso utilizando soluções poliméricas e/ou água. Os resultados sugerem que os surfactantes podem ser utilizados com os requerimentos técnicos para a aplicação como método de recuperação avançada em reservatórios de arenitos / Abstract: Surfactants have been used for many purposes in petroleum industry. EOR surfactants formulations are applied for increasing the recovery factor in oil reservoirs as both secondary and tertiary techniques. By injector wells, required volumes are introduced into the reservoir with surfactant formulations for developing a new stabilized oil bank via ultralow interfacial tension between oil and water phases. Ultralow Interfacial tensions are obtained and, consequently, capillary number and oil recovery are increased. There are several surfactants characteristics involved with the efficiency of the process including phase behavior, IFT (Interfacial Tension), electrolyte concentration and rock solid adsorption. Therefore, it's necessary to design properly the project to obtain the best scenario for implementing the technique. This research work shows an applied methodological process for screening, designing and testing surfactant formulations on reservoir sandstones. Three commercial anionic surfactants and two commercial non-ionic surfactants were selected from literature for experimental analysis: Sodium dodecyl sulfate (SDS), Ammonium dodecyl sulfate, Sodium laureth sulfate (SLES), Sorbitan Monolaurate (SPAN-20) and Polysorbate-20 (TWEEN-20). Isopropyl alcohol (2-propanol) was also used as co-surfactant for testing the surfactant formulations. Initially, it was performed surface tensions measurements to identify the critical micellar concentration (CMC) characteristic of each surfactant, using a pendant drop tensiometer. After determining interfacial tensions (IFT), some of the tested formulations were selected for conducting phase behavior tests with field oil and kerosene mixture. Phase behavior tests were conducted by adding brine solutions and crude oil in 5 ml pipettes to analyze the performance of the chemical formulations over a range of salinities. Again, some selected surfactant formulations were tested for enhanced oil recovery using coreflood tests in high permeability Botucatu Formation samples. Since hysteresis phenomena are not significant on these sandstone cores, it's possible to perform a waterflooding followed by another drainage process for returning the porous media saturations close to the initial values. Subsequently, Enhanced Oil recovery is determined by injecting a slug of the surfactant formulation followed by brine, in a new imbibition process. The results suggest that surfactants can be used according technical requirements for their application in sandstones reservoirs as enhanced oil recovery technique / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Rosângela de Barros Zanoni Lopes Moreno / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica, Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-26T14:12:49Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Rios_ViniciusdeSouza_M.pdf: 4750448 bytes, checksum: f37f3a92613dec5888a4b151fd115ece (MD5) Previous issue date: 2014 / Resumo: Dadas as práticas atuais de gerenciamento de reservatórios, motivadas pelos altos preços do petróleo e baixa eficiência de métodos convencionais de recuperação, as empresas operadoras têm considerado a aplicação de métodos de recuperação avançada (EOR) cada vez mais cedo na vida produtiva dos seus campos. Neste contexto, a importância de pesquisas e desenvolvimento de métodos avançados como injeção de polímeros tem aumentado fortemente nas últimas décadas. A injeção de polímero é um método químico de recuperação indicado para casos de reservatórios heterogêneos ou em que a razão de mobilidades entre água e o óleo é alta, dita desfavorável. Este método mostra-se bastante eficaz, atuando no aumento da viscosidade da água, que reflete em deslocamentos mais eficientes devido à redução da razão de mobilidades. Visando avaliar o desempenho deste método de recuperação, este trabalho apresenta um estudo da técnica de injeção de polímeros através de três abordagens: experimental, analítica e numérica. O trabalho experimental envolveu testes utilizando uma amostra de arenito, em que se realizou o deslocamento de óleo mineral grau SAE 15W-40, com viscosidade acima de 200 cP em condição ambiente. Como fluido deslocante, utilizou-se uma solução salina (110.000 ppm NaCl) para simular a recuperação através de injeção convencional de água e uma solução salina contendo polímero sintético (1500 ppm HPAM e 110.000 ppm NaCl), visando a simulação do método de injeção de polímeros como método avançado de recuperação. A investigação analítica se deu através da utilização de um modelo baseado na análise de fluxo fracionário, que foi aplicado para estudo dos perfis de saturação e avaliação da recuperação de óleo pela injeção de solução polimérica em diferentes condições. Esta etapa foi auxiliada por um algoritmo, que permitiu a avaliação de diversos cenários de maneira prática através da manipulação dos parâmetros de entrada do código desenvolvido. A etapa numérica foi realizada utilizando software comercial de simulação de fluxo com o objetivo de representar e obter o ajuste de histórico dos testes de deslocamento realizados na etapa experimental, comparando assim os métodos de recuperação e avaliando a capacidade do simulador comercial de representar os fenômenos observados experimentalmente. As abordagens analítica e numérica complementaram o estudo experimental, possibilitando maior compreensão dos fenômenos envolvidos no escoamento da solução polimérica. Além disso, através da sensibilidade adquirida no estudo analítico e ajuste de histórico realizado na etapa numérica, foi possível estimar alguns parâmetros não obtidos experimentalment / Abstract: Due to the current reservoir management practices, motivated by the high oil prices and poor efficiency of conventional recovery methods, the operators have considered the application of enhanced oil recovery (EOR) in the early stage of the productive life of the field In this context, the importance of research and development of enhanced oil recovery methods, as polymer flooding, has strongly increased in the past few decades. Polymer flooding is a chemical recovery method indicated for heterogeneous reservoirs or reservoirs where mobility ratio between water and oil is high, said unfavorable. This method presents great results, increasing the water viscosity and leading to higher sweep efficiency, due to a reduction of the mobility ratio. This work aims to evaluate the performance of polymer flooding through a study based on three approaches: experimental, analytical and numerical. The experimental work involved displacement tests performed in a sandstone sample, using mineral oil of 200 cp at room temperature. As displacing fluid, a brine (110.000 ppm NaCl) was used to simulate a conventional recovery method and a polymer solution (1500 ppm HPAM e 110.000 ppm NaCl) was injected to simulate the polymer flooding recovery method. The analytical investigation was done using fractional flow calculations applied to polymer flooding. An analytical model was applied to study the saturation profiles and evaluate the oil recovery by polymer flooding at different conditions. This study used an algorithm, which allowed the evaluation of polymer flooding at different scenarios in a practical and fast way. The numerical evaluation was performed using a commercial simulator, aiming to represent and obtain the history match of the displacement tests done in the experimental work and evaluate the capacity of the simulator to represent the phenomena observed experimentally. The analytical and numerical approaches complemented the experimental study, allowing better comprehension of the phenomena present in the polymer flooding method. Furthermore, from the sensitivity acquired in the analytical study and the history match in the numerical study, it was also possible to estimate some parameters not obtained in the lab / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Rosângela Barros Zanoni Lopes Moreno / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-27T15:00:23Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Sanches_KemilyKeikoMiyaji_M.pdf: 15016806 bytes, checksum: b9dd5797d6a29bdbb7049d48dff1e196 (MD5) Previous issue date: 2014 / Resumo: A grande dependência da sociedade por produtos feitos a partir do petróleo e seus derivados, bem como seu preço elevado, motivam o estudo e o desenvolvimento de métodos de recuperação avançada. Estes métodos viabilizam explotar o maior volume possível de petróleo de forma contínua e por mais tempo. Os métodos de recuperação avançada de petróleo podem ser classificados como miscíveis, térmicos e químicos. A injeção de polímero é um método químico, onde polímero é adicionado à água de injeção com o objetivo de aumentar sua viscosidade e, consequentemente, reduzir a razão de mobilidade e aumentar a eficiência de varrido. Entretanto, este processo não é aplicável a qualquer caso, sendo necessário o uso de métodos de seleção e descarte, além de uma atenção especial para que suas propriedades não sejam degradadas durante a aplicação do método. Este trabalho apresenta uma análise da recuperação de petróleo por injeção de água alternada com banco de polímero (WAP) em comparação com a injeção contínua de água (WF) através da utilização de um simulador comercial. Além disso, foram analisadas variações em relação ao volume de solução polimérica injetada, ao instante de início da injeção de polímero, às curvas de permeabilidade relativa, à viscosidade da solução polimérica, bem como, às saturações de óleo residual e inicial de água, a fim de verificar os efeitos na recuperação de óleo. O estudo de modelos de reservatório em escala laboratorial é realizado como uma primeira e simplificada análise de seu potencial de recuperação de petróleo. A escala laboratorial permite uma análise mais detalhada do comportamento dos fluidos dentro do modelo, além de admitir a realização de testes para posterior aplicação no modelo real. Assim, foi realizado o estudo em escala laboratorial, para um modelo homogêneo, três modelos com heterogeneidades horizontais e dois modelos com heterogeneidades verticais. Posteriormente, o modelo homogêneo foi utilizado para uma análise de aumento de escala, a fim de verificar se os modelos estão bem representados. E em seguida foi realizada uma análise econômica. Entre os resultados observados, pode-se mencionar que: quanto maiores os bancos de solução polimérica injetados, maiores foram os volumes de óleo produzido, porém com menores volumes de óleo produzido por massa de polímero; a antecipação na injeção da solução polimérica gera uma antecipação na produção; o uso de soluções com polímero mais viscosas reduz o valor da razão de mobilidade e aumenta a produção de óleo, entretanto demanda pressões de injeção mais elevadas; quanto menor é o valor da permeabilidade relativa à água na saturação de óleo residual, maior é o ganho de produção de óleo, uma vez que o valor da razão de mobilidade é menor; quanto menores forem as saturações de óleo residual e de água inicial, maior é a recuperação, uma vez que a quantidade de óleo móvel é maior. Os melhores resultados em relação à recuperação de óleo foram obtidos pelos modelos heterogêneos verticais em comparação com o modelo homogêneo e heterogêneos horizontais. E o modelo em escala de campo demonstrou estar muito bem representado, sem divergência de valores em relação ao modelo em escala laboratorial / Abstract: The significant dependence of society for products made from petroleum and its derivatives, as well as its high price, motivate the study and the development of advanced recovery methods. This methods enable the exploitation of the largest possible volume of oil continuously and longer. The enhanced oil recovery methods can be classified as miscible, thermal and chemical methods. The polymer injection is a chemical process, where polymer is added to the injection water aiming increase its viscosity, consequently reducing the water-oil mobility ratio and increasing the sweep efficiency. However, this process does not apply to any case, requiring the use of screening criteria, and particular attention to that their properties are not degraded during the application of the recovery. This paper presents an analysis of oil recovery by water injection alternated with a polymer slug (WAP) compared to the continuous water flooding (WF) with the use of a commercial simulator. Moreover, variations in the slug size of the injected polymer solution, injection starting time of the polymer slug, relative permeability curves, polymer viscosity, residual oil and initial water saturation were carried out to determine the effects on oil recovery. The study of reservoir models in laboratory scale is made on a first and simplified analysis of their oil recovery potential. The laboratory scale allows a more detailed discussion of fluid behavior inside the model, and admits to testing for further application in the real model. Thus, the study was conducted in laboratory scale, for one homogeneous model, three models with horizontal heterogeneities and two models with vertical heterogeneities. Subsequently, the homogeneous model was used for analysis of size increase in order to ascertain whether templates are well represented. And then an economic analysis was performed. Among the results, it can be mentioned that: larger slugs of polymer solution lead to larger volumes of produced oil, however with decreasing amounts of produced oil per mass of polymer; the anticipation on the injection of the polymer solution leads to an anticipation in oil production; the use of higher viscous polymer solutions lead to lower value of the mobility ratio and higher oil production, however requires higher injection pressures; lower values of relative permeability to water at residual oil saturation lead to large difference on relative gain of oil production once the final mobility ratio is lower; lower residual oil and initial water saturation leads to a high oil recovery, mainly as consequence of the greater amount of mobile oil. The best results for oil recovery were obtained by vertical heterogeneous models compared to the homogeneous model and horizontal heterogeneous. And the model in field scale proved to be well represented, without deviation values relative to the model in laboratory scale / 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 2018-08-22T17:34:04Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Machado_CintiaGoncalves_M.pdf: 16851986 bytes, checksum: d2b235b62b2caa45fabdb9df65820998 (MD5) Previous issue date: 2013 / Resumo: A injeção alternada de água e gás (WAG) configura um método mundialmente consagrado de recuperação de petróleo, no qual uma fase aquosa exerce controle de mobilidade e aumenta a área de varrido dos gases injetados no reservatório. O processo de injeção alternada de fluidos imiscíveis gera alterações irreversíveis nas curvas de permeabilidade relativa em função do efeito de histerese. Este efeito é consequente do processo e do histórico de saturações dos fluidos presentes no meio poroso. Sendo os dados de permeabilidade relativa parâmetros essenciais para a predição e gerenciamento da produção de reservatórios de petróleo, mostra-se necessário o conhecimento dos efeitos de histerese para o planejamento de projetos de injeção alternada de água e gás durante o desenvolvimento de campos petrolíferos. Este trabalho consistiu em um estudo laboratorial para investigação do efeito de histerese nas curvas de permeabilidade relativa. Os ensaios foram realizados em regime permanente e utilizou-se Tomografia Computadorizada de Raios-X para a quantificação in situ da variação das saturações dos diferentes fluidos no meio poroso durante os processos de deslocamento no meio poroso. Os deslocamentos consistiram na injeção alternada de salmoura de alta salinidade e nitrogênio em uma rocha calcária de afloramento, análoga aos reservatórios do Pré-Sal, saturada com óleo e água residual. Os principais objetivos foram à avaliação dos efeitos histeréticos nas curvas de permeabilidade relativa e a obtenção de parâmetros a serem utilizados em modelos numéricos para simulação de reservatórios. Efeitos histeréticos foram observados tanto nas curvas de permeabilidade relativa ao gás como nas relativas à salmoura. Estes efeitos foram atribuídos principalmente ao aprisionamento de gás no meio poroso ao longo dos ciclos de injeção. Observou-se também que a saturação residual de óleo se reduziu consideravelmente, ao longo da realização dos ciclos / Abstract: Water-alternating-gas (WAG) injection is a useful configuration for enhanced oil recovery (EOR). WAG consists in the improvement of the mobility control and areal sweep by cyclic injection of gas and water and it has been successfully applied worldwide. Application of WAG to carbonate reservoir has produced non-reversible changes in the permeability curves during the injection cycles in consequence of saturation path and history, which are assigned as permeability hysteresis. Consequently, hysteresis parameters obtained from experimental investigations are often required to adjust hysteresis models and to allow the improvement of the oil recovery prediction. This work reports a laboratorial investigation on relative permeability hysteresis during alternating injection of high salinity brine and nitrogen into an oil saturated carbonate core, analog to the reservoir rocks of Brazilian Pre-salt, under steady-state conditions. X-Ray Computed Tomography (CT) was applied to obtain a multiphasic quantitative analysis of the fluid in-situ saturations in the porous media. Main targets were to evaluate the permeability hysteresis and to assess the parameters to be applied in models of relative permeability hysteresis for numerical simulation. Hysteresis effects on the relative permeability curves were observed in each cycle. Permeability hysteresis was mainly attributed to gas trapping in the porous media during the injection cycles. In addition, the oil residual saturation was decreased along the successive cycles / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestra em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Edvaldo Sabadini / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Química / Made available in DSpace on 2018-08-22T20:35:03Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Ungarato_RafaelFernandoDeSanti_M.pdf: 3937275 bytes, checksum: bb5e422a60e0f90e98a552f1ea02db61 (MD5) Previous issue date: 2013 / Resumo: O estudo de soluções para métodos especiais de recuperação de petróleo vem sendo amplamente utilizado, principalmente devido à grande quantidade de óleo remanescente nos reservatórios após as recuperações primária e secundária. Soluções consideradas de potencial recuperador devem possuir algumas características específicas como uma baixa tensão interfacial água/óleo e viscosidade moderada, de modo a melhorar a eficiência do petróleo varrido. Interações fluidos-rocha e óleo-rocha são determinantes no montante de óleo a ser recuperado, assim sendo, estudos com relação à molhabilidade das superfícies das rochas mostram-se fundamentais. Um método de análise largamente empregado e considerado como padrão para medidas de molhabilidade é o teste de Amott, porém, tal método apresenta grande tempo de análise e preparo de amostra. O presente trabalho analisa a molhabilidade de rochas utilizando-se a técnica de Ressonância Magnética Nuclear de Baixo Campo. Ela se baseia nos tempos de relaxação da magnetização das populações de água e óleo, livres ou ligadas na superfície da rocha, permitindo de maneira rápida, a determinação da quantidade de óleo removida. Nesse estudo foram analisadas amostras de arenito e carbonato, caracterizando-as comparativamente com relação ao tamanho e homogeneidade dos poros por dados de RMN. As rochas foram impregnadas com petróleo e deixadas em contato com diferentes soluções de surfactantes (não iônico e zwiteriônico), sendo possível a análise quanto à diferença de molhabilidade entre as mesmas. Com relação a essas soluções, foram utilizados diversos surfactantes, com diferenças quanto aos grupos funcionais, ao tamanho da cadeia hidrofóbica, a presença de uma ou duas dessas cadeias e em diferentes concentrações, sendo possível a obtenção de informações relacionadas à eficiência de extração de óleo para cada uma delas. Observou-se que a técnica utilizada apresentou excelentes resultados, permitindo diferenciar a capacidade de extração para cada solução estudada / Abstract: The study of solutions to enhance oil recovery has been widely used, mainly due to large amount of oil that remains in reservoirs after primary and secondary recoveries. Solutions with good potential to recovery must have some specific characteristics such as low water/oil interfacial tension and a moderate viscosity to improve the efficiency of the oil swept. The fluid-rock and oil-rock interactions are of great importance concerning the total oil recovered. Therefore, studies involving wettability of rock surfaces are essential. A traditional method of analysis, which is considered as standard to measures the wettability is the Amott test, however, this method spends too much time and sample preparation. This study analyzes rock wettability using the technique of Low Field Nuclear Magnetic Resonance (low-field NMR). This is based on the relaxation rates of the magnetization of water and/or oil molecules, free or bounded at the surface of the pores of the rock. The technique allows a quick determination of the amount of oil removed. In the present study, the size and pores homogeneity of sandstone and carbonate were analyzed using low field-NMR. The rocks were impregnated with oil and then left in contact with different solutions of surfactants (non-ionic and zwitterionic), being possible to analyze the differences in wettability among them. Several concentrations of surfactants, in which differences in their: functional groups, hydrophobic chain length and number of chains, were studied. The NMR technique revealed excellent results, providing information related to the efficiency of oil extraction for each studied solution / Mestrado / Físico-Química / Mestre em Química

Orientadores: Denis José Schiozer, Eliana Luci Ligero / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-26T15:17:18Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Santana_GustavoMenezes_M.pdf: 19965408 bytes, checksum: 111a8315e511e6681fab2b5663345c52 (MD5) Previous issue date: 2014 / Resumo: Os reservatórios do pré-sal brasileiro apresentam grandes volumes de óleo leve com quantidade significativa de CO2 dissolvido. O CO2 produzido no pré-sal pode ser utilizado como gás de injeção no método especial de recuperação de injeção alternada de água e gás (WAG). Neste trabalho, a injeção WAG-CO2 miscível é empregada na recuperação de um óleo leve com teor de cerca de 8% molar de CO2 em condições análogas às do pré-sal de alta pressão e baixa temperatura, onde fenômenos físicos inerentes à injeção WAG-CO2 são incorporados aos modelos de simulação de reservatórios através dos modelos de histerese da permeabilidade relativa, tal como o modelo trifásico de Larsen e Skauge (1998). Este trabalho tem como foco o estudo dos efeitos da modelagem da histerese de permeabilidade relativa em simulações de injeção WAG-CO2 miscível. Dois modelos sintéticos de reservatório com óleo leve e com diferentes graus de heterogeneidade são estudados. Os modelos de simulações empregam a formulação composicional por ser mais apropriada em casos de injeção de gás miscível em óleo leve. A histerese causa redução da permeabilidade relativa aos fluidos, o que pode gerar dois efeitos: o aumento da eficiência local de varrido de óleo e a perda de injetividade. O primeiro efeito contribui para o aumento da recuperação de óleo, enquanto a perda de injetividade, dependendo das condições operacionais dos poços, resulta na redução da quantidade de fluidos injetada, prejudicando a recuperação. O predomínio de um desses dois efeitos faz com que a implementação dos efeitos da histerese de permeabilidade relativa nos modelos de simulação com injeção WAG resulte em recuperações finais de óleo diferentes das obtidas nos casos em que a histerese não é considerada, atingindo-se valores até 8% maior ou menor conforme efeito predominante e condições operacionais utilizadas / Abstract: The Brazilian pre-salt reservoirs present large volumes of light oil with a significant amount of dissolved CO2. It is intended to use CO2 produced in the pre-salt as an injection gas on the enhanced oil recovery method of water-alternating-gas (WAG) injection. In this work, the miscible WAG-CO2 injection is used in light oil recovery with an amount of 8% molar CO2 in similar conditions to pre-salt with high pressure e low temperature where physical phenomena involving WAG-CO2 injection applied to a reservoir of light oil with dissolved CO2 are built into the reservoir simulation models through the hysteresis of relative permeability models, as the Larsen and Skauge (1998) model. This work focuses on the study of the effects of modeling the hysteresis of relative permeability in simulation of miscible WAG-CO2 injection. Two synthetic reservoir models with light oil and different heterogeneities are studied. The simulation models employ the compositional formulation because it is more appropriate in cases of miscible gas injection in light oil. The hysteresis causes a reduction of the relative permeability of the fluid, which can cause two effects: increased local oil swept efficiency and the loss of injectivity. The first effect contributes to increase the oil recovery, while the loss of injectivity, depending on the operating conditions of the wells, results in a reduction of the amount of injected fluids, reducing the recovery. The predominance of one of these two effects makes the implementation of the effects of hysteresis of the relative permeability in simulation models with WAG injection exhibit different results compared to those models without hysteresis, reaching values up to 8% higher or lower according to the predominant effect and operational conditions used / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo