Orientadores: Antonio Claudio Correa, Maria Cristina de Castro Cunha / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-07-21T15:42:26Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Almeida_SergioRibeirode_M.pdf: 1892513 bytes, checksum: 921d8f84806cd70ffa02c33ea865d2b2 (MD5) Previous issue date: 1995 / Resumo: Esta dissertação estuda a aplicação da teoria dos canais de fluxo associada a um modelo linear de dupa porosidade em reservatórios heterogêneos submetidos à injeção de um fluido incompressível molhante e conseqüente produção do fluido não-molhante. Durante todo o trabalho foi considerado que as linhas de fluxo utilizadas são constantes com o tempo, não havendo fluxo entre os canais. Desprezou-se as forças gravitacionais e o fenômeno da embebição foi modelado através de um modelo de tranferência de massa já utilizado no modelo linear. Soluções analfticas obtidas através da teoria do potencial complexo são apresentadas para os arranjos de poços "five-spot" e linha esconsa, bem como procedimentos para obtenção das linhas de fluxo. A generalização do modelo linear permitiu sua aplicação para o caso bidimensional. Um outro item abordado foi a obtenção do coeficiente de difusão em função da saturação a partir da curva de pressão capilar / Abstract: This work studies the application of strearntube theory joined with a two-porosity linear model in heterogeneous reservoirs under injection of a incompressible wetting fluid and the production of a non-wetting fluid. It was considered that the streamlines are fixed and there is no flow between each channel. Gravity was neglected and the imbibition phenomena was modeled by the use of a mass transfer model. Analytical solutions given by complex potential theory are shown for two well pattem, as well as procedures to obtain the streamlines. The generalized linear model allowed its use in the two-dimensional case. Another item studied was how to obtain a variable diffusion coefficient as a function of saturation from capillary pressure data / Mestrado / Mestre em Geoengenharia de Reservatorios

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

Orientador: Armando Zaupa Remacre / Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-08-09T03:37:21Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Sancevero_SergioSacani_D.pdf: 13993022 bytes, checksum: beb2507aee5ca130897dad57c706b2a9 (MD5) Previous issue date: 2007 / Resumo: O processo de caracterização de reservatórios é atualmente uma das etapas mais importantes na exploração, desenvolvimento e produção de um campo. Porém, para que esse processo seja realizado da melhor forma possível é preciso se ter o conhecimento de determinados métodos, que integram as diferentes informações disponíveis. Desse modo, o objetivo principal dessa tese é estudar de forma criteriosa e quantitativa o processo de caracterização de reservatórios do ponto de vista dos dados sísmicos, avaliando antigos e novos métodos, e definindo novas metodologias que possam ser aplicadas de maneira decisiva neste processo. Para que esses métodos pudessem ser avaliados de maneira conclusiva foi utilizado nesta tese um modelo sintético que reproduzisse minimamente algumas características cruciais de determinados reservatórios como a complexa distribuição dos corpos de areia e a presença de corpos com espessura subsísmica que levassem ao limite as técnicas de modelagem tradicionais, proporcionando avaliar novos métodos. Assim, para caracterizar essas complexas feições, foram utilizados nesta tese dois meios principais de interpretação, primeiro a inversão sísmica dando um caráter preditivo ao dado sísmico e por fim a análise multiatributos, dando um caráter classificatório. No caso da inversão sísmica foram utilizados três métodos de obtenção da impedância acústica. Entre eles, foi a inversão geoestatística que demonstrou ser a mais eficiente das técnicas no que diz respeito à caracterização de reservatórios com espessura subsísmica e complexa distribuição dos corpos de areia. No caso dos atributos, pôde-se demonstrar que é necessário que sejam tratados com uma abordagem multivariada para que seja aproveitada a correlação entre eles e que por meio de técnicas de classificação e modelagem possa se decidir os mais relevantes para o processo. Neste caso 3 métodos de análise multivariada foram apresentados e testados, sendo que dois deles (ICA e MAF) de maneira inédita e que produziram resultados superiores àqueles alcançados quando a tradicional técnica de PCA é aplicada. Assim, com o que foi apresentado, pode-se concluir que o processo de caracterização é um estágio crucial para o desenvolvimento dos campos, mas não é fácil de ser realizado, a menos que os métodos e as técnicas envolvidas sejam conhecidas de maneira profunda. Só assim, é possível extrair o máximo de informações do dado sísmico, caracterizando o reservatório de forma quantitativa e integrada, otimizando sua produção e reduzindo os riscos e custos com a sua explotação / Abstract: The reservoir characterization process can be considered curretly the most important stage in the exploration, development and production of the oil field. However, this process is only carried out in the best way if the geologists, geophisicist and engineering has the knowledge of some definitive methods and techniques that integrated all information available about the field. Thus, the aim of this thesis is to study in a criterious and quantitative way the reservoirscharacterization process, analyzing the seismic data,by the evaluation of classic and novel methods, to defining new methodlogies that can be applied in decisive way into this process. So, for these methods could be evaluated in a conclusive way, were used in this thesis asynthetic reference model that reproduced some critical features of determined reservoirs, as the complex distribution of sand bodies and the subseismic thickness. These characteristics pushing to the limit the traditional modelling techniques. In this thesis to characterizze the complex features present in the reference model we used two interpretation techniques, first we analyze the seismic inversion that give a preditive character to the seismic data and after we study the multiattribute analysis that give a classificatory caracter to the seismic interpretation. For the seismic inversion, the stochastic or geostatistical inversion, that demonstrated to be the most efficient technique to characterized the complex and the subseismic features present in the model. About the seismic attributes it could be demonstrated that even so in some cases they represent the features of the model, are necessary that they are dealt with a multivariate approach, to used the advantage of the correlation between them. For the seismic attribute analysis, 3 methods of multivariate statistics analysis were used, two of them (ICA and MAF) for the first time in the reservoir characterization processo With the results we can proved that these 2 new methods improved the process of multiattribute anlysis prducing superior results when compare with the results obtained by the application of traditional PCA technique. With it was presented, can be concluded that the reservoir characterization process is a crucial stage and have some difficults to be accomplishment, unless the methods and the involved techniques are known deeply. Thus it is possible to extract the maximum informations from the datasets, characterizing the reservoir in a quantitative and integrated environmental, optimizing its production and reducing the risks and the costs with its explotation / Doutorado / Administração e Politica de Recursos Minerais / Doutor em Ciências

Orientadores: Denis Jose Schiozer, Martin Julian Blunt / Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica e Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-08-13T09:49:42Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Beraldo_ValcirTadeu_D.pdf: 9605890 bytes, checksum: 4a102164c597164e50bd6a9d11c41c7c (MD5) Previous issue date: 2008 / Resumo: A variação espacial da composição inicial do óleo é um fenômeno que aparece em alguns reservatórios e que deve ser considerada nas simulações. O objetivo desta tese é implementar uma formulação que considera essa variação em simuladores por linhas de corrente. Esse tipo de simulação pode, em muitas situações, ser mais rápido que os simuladores por diferenças finitas. Uma das limitações importantes da simulação por linhas de corrente é o tratamento de compressibilidades de rocha e fluido. Por isso, foi também implementada uma formulação que considera compressibilidade com variação da qualidade do óleo. Inicialmente um simulador bifásico por linhas de corrente para sistema incompressível foi alterado para trabalhar com dois componentes na fase óleo, permitindo assim considerar a variação das propriedades desta fase. Em seguida, o simulador foi modificado, incorporando a formulação para sistemas compressíveis com variação de qualidade de óleo. Foi necessário criar, nesta fase, alguns procedimentos para tornar o programa estável nas diversas situações testadas. As implementações foram validadas através de comparações com simuladores comerciais por diferenças finitas em uma série de modelos que representam situações normalmente encontradas. Os testes mostraram que, em ambas formulações, foi possível a reprodução satisfatória dos resultados, utilizando os simuladores por linha de corrente. Na formulação para sistema compressível, foi feita uma análise de sensibilidade do tempo de execução e da qualidade da solução a alguns parâmetros de controle numérico que foram definidos no código computacional. Em modelos de sistemas compressíveis com variação nas propriedades de óleo, heterogêneos e refinados, os resultados mostraram que a combinação adequada de parâmetros permite a simulação por linhas de corrente em tempos sensivelmente menores que a simulação por diferenças finitas, mantendo-se a qualidade dos resultados. / Abstract: Spatial oil composition variation can be found in some reservoirs and it has to be considered in simulations. The goal of this thesis is to implement a formulation that considers this variation in streamline simulators, which can be, in many situations, faster than finite difference simulators. One of the important restraints of streamline simulations is the treatment of rock and fluid compressibility. Therefore, a formulation that considers oil quality variation with compressibility has also been implemented. At first, a two phase streamline simulator for incompressible system was modified to work with two components in the oleic phase, allowing consideration of property variations on this phase. Then, the simulator was modified in order to incorporate the formulation for compressible system with oil quality variation. The implementations have been validated by comparisons with a finite difference commercial simulator in several compressible reservoir models, showing good results. Using the formulation for compressible systems, it has been done a sensitivity analysis of execution time and quality of solution with the variation of some numerical parameters that have been defined in the computational code. In models of heterogeneous and very refined reservoirs with oil property variation, the results showed that the appropriate combination of numerical parameters allows running the streamline simulation much faster than finite difference simulation, while keeping the quality of the results. / 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 Geociencias / Made available in DSpace on 2018-08-15T14:40:24Z (GMT). No. of bitstreams: 1 RibeiroJunior_GuilhermeBlaitterman_M.pdf: 3933004 bytes, checksum: 61894f4b90ecb88d0e0c7b05a71ab1ad (MD5) Previous issue date: 2009 / Resumo: Como as reservas mundiais de óleo leve estão decrescendo continuamente, campos de óleos pesados podem se tornar uma fonte relevante de energia em um futuro próximo. Combustão "In- Situ" (CIS) é uma promissora técnica de recuperação para este tipo de hidrocarboneto, todavia, complexa de se implementar. Tubos de combustão em escala laboratorial e simulações numéricas são essenciais para o dimensionamento de projetos de campo. Este trabalho relata a modelagem numérica de dois experimentos efetuados em escala de laboratório de processos de CIS com um óleo com 12,8º API advindo de um campo candidato para um projeto piloto no Brasil. O estudo numérico foi desenvolvido utilizando o software comercial da CMG, STARS. O objetivo foi analisar o processo, para um modelo físico correspondente ao tubo de combustão utilizado. O modelo de fluido foi ajustado através de um software comercial para um total de sete componentes, óleo pesado, óleo leve, CO2, O2, N2, H2O e coque. Dois processos de combustão foram investigados, o primeiro é o modelo clássico descrito pelo STARS da CMG e o segundo é baseado no modelo de Marín (2007), constituído de frações SARA (saturados, aromáticos, resinas e asfalteno). Os resultados numéricos foram ajustados de acordo com os dados obtidos do experimento. As conclusões sobre este estudo se referem às influências de cada variável sobre o processo global de CIS, em especial a energia de ativação e a entalpia de reação. Além disso, conclui-se que o modelo de fluido e o modelo de reações são fundamentais no ajuste de histórico, assim como a presença de reações sob altas temperaturas são imprescindíveis para se predizer o deslocamento e comportamento da frente de combustão. / Abstract: As the world reserves of light oil steadily decreases, heavy oil and tar sands resources may be an important source of energy. In situ combustion (ISC) is a promising recovery technique for this type of hydrocarbon, otherwise difficult to produce. Combustion tube laboratory experiments and numerical simulations are essential for the design of field projects. This work reports a numeric modeling of two experiments carried out under laboratory scale of in situ combustion process with a 12.8 ºAPI crude from a field candidate to a pilot project in Brazil. The numerical study was developed using the CMG commercial simulator, STARS. The aim was to analyze the process of the physical model corresponding to the combustion tube used. The fluid model was adjusted by a commercial software to a total of 7 components; heavy oil, light oil, CO2, O2, N2, H2O and coke. Two reactions model were analyzed; one is based on the classic combustion model presented by STARS and the other is based on the reactions model proposed by Marín (2007), made up of SARA (saturates, aromatics, resins, and asphaltenes) fractions. The numerical results were history matched to the data derived from the experiment. The important findings in this study were the influences of each variable on the overall ISC process, specifically the activation energy and the enthalpy reaction. It was concluded that the fluid model and the reaction model are key in the history matching task, as well as, the reactions under high temperatures are fundamental to model the combustion front displacement and behavior. / 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