Orientadores: Osvair Vidal Trevisan, Glaucia Maria Pastore / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-26T15:47:18Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Abram_MarbaBastos_M.pdf: 21093628 bytes, checksum: d099e99a9fb2853971b4603f08e8efc5 (MD5) Previous issue date: 1996 / Resumo: Experimentos em laboratório, simulando as condições de reservatório, foram conduzidos com objetivo de avaliar a viabilidade técnica da utilização de microrganismos na recuperação adicional de petróleo. A linhagem de microrganismos utilizada foi uma espécie do Bacillus subtilis selecionada por produzir bio-surfactante, que reduz a tensão superficial. Os microrganismos foram transportados em amostras de arenito Botucatu. Os ensaios consistiram basicamente em colocar estes testemunhos na condição de saturação residual a injeção de água (salmoura), simulando a fase final de uma recuperação secundária em reservatório, para então submetê-los ao tratamento com a injeção de microrganismos, verificando a existência ou não de recuperação adicional de petróleo. Inicialmente os microrganismos foram injetados dispersos em meio composto de nutrientes, fontes de carbono e de nitrogênio, necessários ao seu crescimento em meio poroso. Devido a baixa concentração ou inexistência de microrganismos nos efluentes, foi constatada a alta retenção da células no meio poroso, fato que poderia acarretar a baixa eficiência na recuperação adicional de petróleo. Outros procedimentos visando a melhoria do transporte das células no meio poroso foram avaliados: (a) lavagem prévia das células e dissolução em meio nutriente estéril para injeção em meio poroso; e (b) lavagem prévia das células com dispersão em solução salina para injeção no testemunho, seguido da injeção do meio nutriente estéril. Em ambos os casos não houve recuperação adicional de petróleo. Uma possível influência do tempo de incubação ao qual o testemunho foi submetido também foi avaliado / Abstract: Experimental laboratory studies simulating reservoir conditions were conducted to evaluate the technical feasibility of using microorganisms in enhance petroleum recovery. The microorganism used was the Bacillus subtilis species, a bio-surfactant producer. The microorganisms were transported in cores of the Botucatu sandstone (from Paraná Basin). Basically, the test consisted in first waterflooding the core plugs up to the residual oil saturation, thus simulating the last stage ofreservoir secondary recovery. The plugs were then submitted to microorganism injection in order to verify the possibility of additional oil recovery, after an incubation period allowed microorganism growth and bio-product metabolization. Microorganisms were first injected as dispersed in the nutrient media composed by carbon and nitrogen sources. Analyses of the effluents showed absence or low concetration of cells during the fluid injection period, indicating that retention of microorganisms could be occuring. In this case, poor cell distribuition in the sandstone core would result in low recovery efficiency. Attempts to solve the problem included: (i) previous cell wash and dissolution in sterile nutrient media before inoculating the plug; (ii) previous cell wash and dispersion in sterile brine before inoculation followed by nutrient injection; (iii) inoculation followed by repeated cycles of static incubation. A better cell distribuition in sandstone core was obtained, but the experiments didn't get an enhance oi! recovery / Mestrado / Recuperação Especial de Petroleo / Mestre em Engenharia Mecânica

Orientador: Maria Cristina de Castro Cunha / Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Matematica Estatistica e Computação Cientifica / Made available in DSpace on 2018-07-26T10:28:44Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Nogueira_JoseRoberto_D.pdf: 2012422 bytes, checksum: 05d251eac18b37348be4876b07364d2e (MD5) Previous issue date: 2000 / Resumo: Neste trabalho abordamos o problema da injeção de bancos de água com polímeros na recuperação de petróleo. O modelo matemático consiste num sistema de leis de conservação com condições iniciais e de fronteira apropriadas. Utilizamos as soluções do problema de Riemann ( [ISA] e [JOH] ) associado a este sistema para propor um algoritmo que calcula os perfis de saturação de água s(x,t). As condições de contorno são ditadas pelo tamanho dos bancos de água (ou água com polímero) e a concentração de polímero usada no poço de injeção. As dificuldades encontradas se devem ao tratamento das descontinuidades que surgem devido as interações entre rarefações e choques que se formam devido a solução do problema de Riemann e as descontinuidades nas condições de contorno.Um programa computacional foi elaborado para calcular as interações entre os choques, a solução do problema de Riemann e a solução do problema da injeção de bancos. Foram considerados os casos com e sem adsorção do polímero pelo meio poroso. Simulamos a recuperação de óleo em alguns casos onde variamos o tamanho dos bancos, a concentração de polímero além das condições iniciais nos reservatórios. Fizemos comparações entre o algoritmo proposto e um esquema numérico do tipo upwind / Abstract: In this presentation we work on the problem of the injection of water banks with polymers in enhanced oil recovery. The mathematical model consists of a system of conservation laws with appropriate initial conditions and of boundaries. We have used the solutions of the Riemann problem ( [ISA] and [JOH] ) associated to this system to propose an algorithm which calculates the profiles of saturation of water s(x.t). The outlining conditions are given through the size of the water banks ( or water whit polymers ) and the polymer concentration used in the injector well. The difficulties found are due to the treatment of the discontinuities that appear due to the interaction among rarefaction and shocks that are formed because of the solution of the Riemann problem and the discontinuities in the outlining conditions. We have made program computer which calculates the interaction among the shocks, the solution of the Riemann problem and the solution of the banks injection problem. Cases with or without polymer adsorption by the porous environment have been considered. Some cases of recuperation of oil have been simulated whereas the size of the banks and polymer was varied, as well as the initial conditions of the reservoir. The proposed algorithm and numerical scheme have been compared / Doutorado / Doutor em Matemática Aplicada

Orientador: Armando Zaupa Remacre / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica e Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-08-03T18:00:55Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Kronbauer_Antonio_M.pdf: 19640695 bytes, checksum: 3c9156320093de9cf5bd5e663893a887 (MD5) Previous issue date: 2003 / Mestrado

Orientadores: Osvair Vidal Trevisan, Euclides Jose Bonet / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-19T19:32:47Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Mota_RosaneOliveira_M.pdf: 24314269 bytes, checksum: fb7c14cccdc09041b8be4d15225e3715 (MD5) Previous issue date: 1994 / Resumo: A aplicaçãode corrente elétrica visando a melhoria na recuperação de petróleo tem sido objeto de algumas patentes e as pesquisas têm enfatizado apenas efeitos de aquecimento do meio poroso com a consequente redução da viscosidade do óleo. Entretanto, há indicações da existência de outros efeitos, além do aquecimento. Neste trabalho foram investigados os efeitos da aplicação de um campo elétrico contínuo sobre o escoamento e a importância destes efeitos na recuperação de petróleo, verificando a ocorrência de eletro-osmose e/ou alteração na estrutura das argilas devido ao tratamento eletroquímico em uma série de experimentos laboratoriais em meios porosos lineares saturados com óleo e água. São descritos detalhadamente o projeto e a montagem do aparato experimental, a programação dos testes, o procedimento de medidas, e o tratamento de dados utilizados. Valores medidos para coeficientes de permeabilidade eletro-osmótica para meios porosos em diversos níveis de saturação de água são apresentados. Os resultados encontrados são apresentados sob a forma de curvas de recuperação de óleo, curvas de permeabilidades relativas, e curvas de razão água-óleo de produção, nas quais pode ser observado o efeito favorável da passagem da corrente elétrica contínua na produção adicional de óleo e na redução da razão água-óleo de produção / Abstract: Many patents have been published about the effect of applying electrical potentials in order to enhance oil recovery. These investigations emphasize only heating effects that causes, in consequence, oil viscosity reduction. However, there are indications of the influence of other effects. The aim of this work was to investigate the effects of applying a direct electrical field and to measure its significance in oil recovery through electro-osmosis and/or physical-chemical modifications on clay structure due to the electrochemical treatment. A series of laboratory experiments was conducted with linear porous media saturated with oil and water. The design and construction of the apparatus, along with the experimental procedures and data treatment are described in detail. Values for the coefficient of electro-osmotic penneability for porous media in different water saturation stages are also presented. Results are presented as graphics such as oil recovery curves, relative penneability curves and production water-oil ratio curves. In the results, it may be noted the beneficial effect of the electrical current in addittional oil recovery and in the production water-oil ratio reduction / Mestrado / Mestre em 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 2018-08-23T06:58:59Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Monte-Mor_LucasSoares_M.pdf: 24137724 bytes, checksum: e77cff06c62fba11b775f82eba0fb083 (MD5) Previous issue date: 2013 / Resumo: A injeção de vapor produzido na superfície é o método de recuperação avançada de petróleo mais utilizado para produção de óleo pesado no mundo. No entanto, há grandes limitações no uso no método devido a perdas de calor quando os reservatórios são profundos e no caso de campos offshore. Os geradores de fundo de poço ("Downhole steam generators, DHSG") são uma nova tecnologia que abre caminho para a recuperação de óleo pesado de reservatórios profundos, campos offshore e locais extremamente frios. Os DHSGs eliminam a necessidade dos sistemas de distribuição e geração de vapor na superfície como as linhas de escoamento de vapor. A saída de um DHSG entrega uma mistura de vapor e gases efluentes de combustão. No presente trabalho, um estudo experimental na célula linear de injeção foi desenvolvido para compreender melhor como a injeção combinada de vapor e gases efluentes de combustão contribui no processo de recuperação e para a possível redução na quantidade de vapor injetado. O estudo experimental foi realizado num aparato construído e desenvolvido na Unicamp para a injeção contínua de vapor puro ou vapor combinado com outro fluido. Todo o estudo foi realizado em escala de laboratório utilizando óleo proveniente da bacia Potiguar e do Espírito Santo. Nos experimentos, vapor foi injetado em vazões de 5 ml/min quando puro e de 4,5 ml/min quando em co-injeção com gases efluentes de combustão. As vazões de gás variaram entre 150 e 800 ml/min. Os resultados encontrados mostram que: 1) Há uma aceleração na produção de óleo quando na presença do gás co-injetado com vapor, se comparado com a injeção de vapor puro; 2) O gás ajuda a manter a pressão atrás da frente de vapor mais estável; 3) A melhoria da razão vapor/óleo mostra que a co-injeção do gás efluente de combustão é benéfica para substituir certa quantidade de vapor; 4) Os fatores de recuperação quando se utiliza o gás são maiores do que quando se utiliza apenas vapor puro, havendo uma tendência de aumento do fator de recuperação com o aumento do volume de gás injetado e 5) Ocorre uma variação na qualidade do óleo produzido ao longo do histórico de recuperação com a co-injeção / Abstract: The surface steam injection is the most common enhanced oil recovery (EOR) process used in heavy oil production. Nevertheless, there are limitations due to the heat loss for deep reservoirs and for offshore fields. Downhole steam generators (DHSG) are a new technology that opens new pathways for recovery of heavy oil from deep reservoirs, offshore fields and extreme cold regions. DHSGs eliminate the need for surface steam distribution systems, for flowlines and wellbore steam strings. The outflow of DHSG generators are a mixture of steam and flue gas. In the present work, an experimental study was developed in a linear steam injection cell to better understand how the injection of steam combined with flue gas contributes to the recovery process and to the possible reduction in the required amount of steam injected. The experimental apparatus used in this study was designed and built at Unicamp for flooding of steam or steam combined with other fluid. The entire study was conducted at the lab scale with a heavy oil originated from the Potiguar Basin and from the Espírito Santo Basin. In the experiments, steam was injected at flow rates of 5 ml / min when pure and 4.5 ml / min when co-injected with flue gas. The gas flowrate varied between 150 and 800 ml / min. The results show that: 1) the coinjection of steam with flue gas accelerates the start of oil production when compared with steam injection alone; 2) The gas helps to keep the pressure behind the front and make it more stable; 3) The improvement on the steam/oil ratio shows that co-injection of steam with flue gas is beneficial to replace a significant amount of steam; 4) Recovery factors when co-injecting gas is greater than when using pure steam, with an increasing trend for the recovery factor when the volume of gas injected increases and 5) a favorable variation occurs in the quality of the oil produced during the recovery history with co-injection / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Armando Zaupa Remacre / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica, Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-08-03T19:07:37Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Friedrich_Anelise_M.pdf: 5684295 bytes, checksum: 994952e377d5f8765f57410c4af3dcc8 (MD5) Previous issue date: 2003 / Resumo: Os campos maduros, após décadas de explotação, apresentam baixa produtividade de óleo e alta produção de água. Para mantê-Ios em produção, estão sendo utilizados, além dos métodos tradicionais de recuperação secundária, como injeção de água e gás, são medidas as saturações atuais de óleo em poços antigos. Os dados de saturação atual são usados para determinar intervalos com indícios de óleo remanescente. No entanto, o uso desses dados para a modelagem tridimensional desses bolsões de óleo ainda está incipiente.Este trabalho aborda a construção de modelos 3D de saturação atual de fluidos usando técnicas de geoestatística com métodos estocásticos e determinísticos. A modelagem da saturação pretende delimitar, também, áreas de concentração residual de hidrocarbonetos, que servirão como alvos para futuras campanhas de reativação dos poços. O trabalho focaliza a saturação de óleo com dados adquiridos pela Petrobras entre 1999 e 2001 constando de perfis de 136 poços, 26 deles com dados de saturação obtidos com PSGT. O projeto começa com a construção do modelo geológico 3D obtido por simulação das eletrofácies pelo método gaussiano truncado utilizando matriz de proporção. Após a validação desse modelo, foram estimadas, por krigagem, as características petrofisicas do reservatório (porosidade e saturação) e foram construídos os cenários probabilísticos para definir as áreas alvo de novas pesquisas / Abstract: A current issue in mature reservoirs is the decline of oil production, after years of exploitation. To solve this problem and keep up the production, methods of supplementary recovery, such as the injection of water and gas have been used as well as the measurement of present saturations of oil in old wells. The saturation data are used to determine intervals with possible remaining oi!. However, the use of this data for tridimensional modeling of these oil reservoirs is still incipient. This project aims at building 3D models of actual saturation of fluids using geostatistical techniches with stochastic and deterministic methods. This approach intends, as well, to sharp areas of residual concentration of hydrocarbonates, which can be useful as targets to future campaigns of well reactivations. This work focuses on the oil saturation with data obtained by Petrobras in the period between 1999 and 2001 with 136 wells, 26 ofwhich have saturation data obtained with PSGT. The first model consists of the construction of the 3-D geological model based on Gaussian truncated simulation of the electrofacies using vertical proportion curves and proportion matrix. After the validation of the geological method, it has been estimated, by kriging, the petrophysical characteristics of the reservoir (porosity and saturation) and the probabilistic scenarios were built to define the target areas for new researches / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientadores: Antonio Claudio de F. Correa, Maria Cristina Cunha / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-25T11:14:24Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Santana_AnaPaulaC.de_M.pdf: 6936692 bytes, checksum: 75589db6056ff7aa5940d539e21d2768 (MD5) Previous issue date: 1999 / Resumo: Esta dissertação estuda a aplicação da injeção alternada de água e gás (WAG), unidimensional, usando teoria dos canais de fluxo. Considera o fluido incompressível, com razão de mobilidade unitária. efeitos capilares e gravitacionais desprezíveis, reservatório homogêneo e isotrópico, fluxo isotérmico, presença de duas fases, a saber, óleo e água, e três componentes: óleo. água e gás. A teoria dos canais de fluxo considera os seguintes esquemas de injeção: linha esconsa. five-spot. linha direta e seven-spot. e também considera que não haverá fluxo entre os canais. No WAG. utiliza-se a teoria do fluxo fracionário e aplica-se o método das características. que introduz ondas de choque e de rarefação. A composição dessas ondas é dita compatível se satisfizer a condição de entrapia. A solução percorre um determinado caminho no sentido da esquerda para a direita, limitado por condições iniciais e de contorno. A injeção de gás ocorre a uma pressão alta para garantir o deslocamento miscível. Considera-se, primeiro, a injeção de um banco de água, e, posteriormente, a injeção de gás. Conclui-se que injeção de gás a alta pressão recupera todo o óleo residual e a saturação de água remanescente no reservatório é maior que a saturação de água inicial / Abstract: This dissertation presents a study of the unidimensional application of water and gas alternate injection (WAG) using the stream line theory. It is considered incompressible fluid, unit mobility ratio. negligible capillary and gravitational effects. homogeneous and isotrapic reservoir. isothermal flow, two phases. oil and water. and three components, oil, water and gas. In the stream line theory, the following injection schemes are considered: staggered line five-spot, direct line e seven-spot. It is also considered that there is no flow among the streams. In the WAG calculations it is used the fractional flow theory and the method of' characteristics, which consists of shock waves and rarefactions. The composition of these waves is said compatible ir it satisfies the entropy condition. The solution goes thraugh a certain path fram the left to the right side constrained by the initial and boundary conditions. The gas injection is at a high pressure to ensure miscible displacement. It is considered first injection of a water bank and then. injection or a gas bank. We concluded that the gas injection at a high pressure recoveries alI residual oil and the wàter saturation remains is greater than initial saturation / Mestrado / Mestre em Engenharia de Petróleo

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: Rosângela Barros Zanoni Lopes Moreno / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-20T17:50:59Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Zampieri_MarceloFerreira_M.pdf: 9750588 bytes, checksum: f5ef8cf9e287b3bac73e8d369efd1839 (MD5) Previous issue date: 2012 / Resumo: O desenvolvimento de métodos de recuperação é extremamente importante para a explotação de petróleo e a escolha entre diferentes métodos pode representar grande diferença na análise de oportunidades e no desenvolvimento dos campos. No método convencional por injeção de água objetiva-se a manutenção de pressão do reservatório e a produção do óleo se dá pelo deslocamento mecânico entre os fluidos. O fluido deslocante (água) tende a ocupar gradualmente o espaço do fluido deslocado (óleo), ficando uma parcela de óleo residual, devido aos efeitos capilares. Entretanto, a depender da razão de mobilidade, a saturação de óleo residual só é atingida após a injeção de quantidades muito grandes de água. A adição de polímero à água de injeção tem o objetivo de aumentar a viscosidade da água e melhorar a razão de mobilidade água/óleo, uniformizando assim a frente de avanço, e melhorando a eficiência de varrido. Uma técnica que vem sendo investigada e é propósito deste trabalho é analisar a injeção de bancos alternados de solução polimérica e água em certos intervalos de tempo. Desta forma os bancos surgem como uma alternativa econômica, pois a injeção contínua de solução polimérica é um processo caro. Reservatórios de petróleo candidatos à utilização de polímeros para recuperação devem atender a alguns critérios de seleção. Neste trabalho, foram utilizados testemunhos do Arenito Botucatu, solução salina NaI, óleo de parafina comercial, e solução polimérica à base de poliacrilamida parcialmente hidrolizada (HPAM). Um porta-testemunho especial foi utilizado para a realização dos testes de deslocamento, sendo monitoradas as pressões ao longo da amostra, além de massas e volumes de injeção e de produção dos fluidos durante o tempo. Foram realizados quatro testes para analisar a influência da injeção de água, polímeros e injeção alternada de bancos de água e de polímeros, sendo ao final comparados os resultados para cada condição de teste. Primeiramente todas as amostras foram submetidas à injeção de água e após a re-saturação com óleo, as mesmas foram submetidas às seguintes condições: injeção contínua de solução polimérica no primeiro e terceiro testes; banco de solução polimérica seguido por banco de água no segundo teste; e por último, dois ciclos alternados de polímero e água. Foram encontrados melhores resultados para a utilização de polímeros e de bancos de água e polímeros em relação à injeção de água / Abstract: Developing an efficient methodology for oil recovery is extremely important in this commodity industry, which may indeed lead to wide spread profitability. In a conventional water injection method, oil displacement occurs by mechanical behavior between fluids. Water tends to take up oil space, gradually leaving a portion of residual oil due to capillary effect. Nevertheless, depending on mobility ratio, a huge quantity of injected water is necessary. Polymer solution injection aims at increasing water viscosity and improving the oil/water mobility ratio, thus smoothing advance front and improving sweep efficiency. A new technique which has been investigated and is also the subject of this investigation is Polymer Alternate Water Injection at specific intervals of time and sequence. By doing so, the bank serves as an economic alternative, since injecting polymer solution is an expensive process. When considering polymer recovery technology, petroleum reservoir candidates should exercise screening criteria. Experiments presented here were conducted using core samples of sandstones and NaI saline solutions, paraffin oil, and HPAM solutions (partially hydrolyzed polyacrylamide). The injections were performed through a core-holder with pressure monitoring along the sample, collecting mass and volumes of injected and produced fluids over time. Four experiments were conducted in order to compare continuous water injection, continuous polymer injection and polymer alternate water injection. Primarily every core sample was submitted to continuous water injection. After oil re-saturation, tests included the following injection conditions: continuous polymer injection in the first and third test; polymer bank followed by a water bank in the second test; and in the fourth test, two cycles of polymer alternate water. By comparing normalized results for each condition, it was possible to reach favorable results for polymer alternate water solution methodology, demonstrating the positive benefits of the method applied / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Denis José Schiozer / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica / Made available in DSpace on 2018-08-20T08:15:37Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Paiva_HernaniPetroni_M.pdf: 4091307 bytes, checksum: 9c0f72cc029a22e1f5a96e7587ad9ab5 (MD5) Previous issue date: 2012 / Resumo: A recuperação de petróleo em reservatórios naturalmente fraturados apresenta-se como um risco de projeto, sobretudo em sistemas molháveis ao óleo ou com molhabilidade intermediária, já que a simulação utilizando deslocamento por injeção de água indica significativa redução da recuperação. As fraturas representam descontinuidades do meio poroso e possuem efeito capilar e condutividade hidráulica distintos, o que altera sensivelmente o comportamento do escoamento no reservatório, e também os mecanismos físicos envolvidos no processo de recuperação. A simulação de reservatórios fraturados é geralmente realizada com o modelo de dupla porosidade, que está implementado nos principais simuladores comerciais. Neste modelo os processos físicos envolvidos na recuperação são representados pela função de transferência entre matriz e fratura. No entanto, os simuladores comerciais utilizam diferentes funções de transferências com diferentes modelos para representar o processo de recuperação. Neste trabalho, foi construído um simulador de dupla porosidade no qual foram implementadas as funções de transferência de Kazemi et al. (1976), Sabathier et al. (1998) e Lu et al. (2008) para comparação dos resultados de recuperação utilizando deslocamento por injeção de água em sistemas molháveis ao óleo ou com molhabilidade intermediária. A comparação entre as funções de transferência foi realizada para diferentes combinações de processos físicos, mostrando que há significativo aumento de recuperação em sistemas molháveis ao óleo ou com molhabilidade intermediária, especialmente em reservatórios totalmente descontínuos quando o deslocamento ocorre por embebição concorrente, coerentemente com o resultado experimental de Firoozabadi (2000). As funções de transferência implementadas, associadas ao modelo de dupla porosidade, foram também comparadas a simuladores comerciais e a um modelo de fraturas discretas refinado, obtendo-se, entretanto, resultados distintos, mostrando que os diferentes modelos de função de transferência fornecem diferentes resultados. A injeção de água mostrou-se um método de recuperação efetivo mesmo em reservatórios totalmente descontínuos em sistemas molháveis ao óleo ou com molhabilidade intermediária quando há deslocamento por embebição concorrente com gradientes de pressão nos blocos de matriz suficientemente elevados. Os resultados são sensíveis aos parâmetros de caracterização e variam de acordo com o processo físico utilizado. Portanto, a caracterização de reservatórios naturalmente fraturados deve ser realizada levando-se em consideração os fenômenos físicos e os modelos utilizados para representá-los / Abstract: The naturally fractured reservoir recovery is a project risk specially in oil-wet or intermediate-wet systems because of the simulations results under waterflood displacement. Fractures are porous medium discontinuities with distinct capillarity and hydraulic conductivity properties that change the reservoir flow behaviour as well the physical mechanisms acting in petroleum recovery. Double-porosity models are generally used in fractured reservoir simulation and have been implemented in the major commercial reservoir simulators. The physical processes acting in petroleum recovery are represented in double-porosity models by matrix-fracture transfer functions. Commercial simulators have their own transfer function implementations, and as a result different kinetics and final recoveries are attained. In this work, a double porosity simulator was built with Kazemi et al. (1976), Sabathier et al. (1998) and Lu et al. (2008) transfer function implementations and their recovery results compared using waterflood displacement in oil-wet or intermediate-wet systems. The results of transfer function comparisons show recovery improvements in oil-wet or intermediate-wet systems under different physical processes combination, particularly in fully discontinuous porous medium when concurrent imbibition takes place, coherent with Firoozabadi (2000) experimental results. Furthermore, the implemented transfer functions, related to a double-porosity model, were compared to double-porosity commercial simulators models, as well a discrete fracture model with refined grid, showing differences between them. Waterflood can be an effective recovery method even in fully discontinuous media for oil-wet or intermediate-wet systems where concurrent imbibition takes place with high enough pressure gradients across the matrix blocks. These results are sensitive to reservoir characterization parameters whose sensitiveness depends on the physical process employed. Naturally fractured reservoir characterization must consider the physical phenomena occurring during recovery and the models used to represent them / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo