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Thesis (Ph. D.)--University of Texas at Austin, 2008. / Vita. Includes bibliographical references.

Thesis (Ph.D.)--University of Wyoming, 2008. / Title from PDF title page (viewed on June 24, 2009). Includes bibliographical references (p. 120-127).

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Thesis (Ph. D.)--University of Texas at Austin, 2008. / Vita. Includes bibliographical references.

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: 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

Fundação Carlos Chagas Filho de Amparo a Pesquisa do Estado do Rio de Janeiro / O processo de recuperação secundária de petróleo é comumente realizado com a injeção de água no reservatório a fim de manter a pressão necessária para sua extração. Para que o investimento seja viável, os gastos com a extração têm de ser menores do que o retorno financeiro obtido com o petróleo. Para tanto, tornam-se extremamente importantes as simulações dos processos de extração. Neste trabalho são estudados os problemas de Burgers e de Buckley-Leverett visando o escoamento imiscível água-óleo em meios porosos, onde o escoamento é incompressível e os efeitos difusivos (devido à pressão capilar) são desprezados. Com o objetivo de incorporar conhecimento matemático mais avançado, para em seguida utilizá-lo no entendimento do problema estudado, abordou-se com razoável profundidade a teoria das leis de conservação. Foram consideradas soluções fracas que, fisicamente, podem ser interpretadas como ondas de choque ou rarefações, então, para que fossem distinguidas as fisicamente admissíveis, foi utilizado o princípio de entropia, nas suas diversas formas. Inicialmente consideramos alguns exemplos clássicos de métodos numéricos para uma lei de conservação escalar, os quais podem ser vistos como esquemas conservativos de três pontos. Entre eles, o método de Lax-Friedrichs (LF) e o método de Lax-Wendroff (LW). Em seguida, um esquema composto foi testado, o qual inclui na sua formulação os métodos LF e LW (chamado de LWLF-4). Respeitando a condição CFL, foram obtidas soluções numéricas de todos os problemas tratados aqui. Com o objetivo de validar tais soluções, foram utilizadas soluções analíticas oriundas dos problemas de Burgers e Buckley- Leverett. Também foi feita uma comparação com os métodos do tipo TVDs com limitadores de fluxo, obtendo resultado satisfatório. Vale à pena ressaltar que o esquema LWLF-4, pelo que nos consta, nunca foi antes utilizado nas resoluções das equações de Burgers e Buckley- Leverett. / The secondary recovery of petroleum is usually performed with injection of water through an oil reservoir to keep the oil pressure for the exploration. In order to make the exploration profitable, the extraction cost must be less than the financial return, which means that the simulation of the exploration process is extremely relevant. In this work, the Burgers- and- Buckley-Leverett problems are studied seeking a two-phase displacement in porous media. The flow is considered incompressible and capillary effects are ignored. In order to analyze the problem, it was necessary to use the theory of conservation law in a spatial variable. Weak solutions, which can be understood as shock or rarefaction waves, are studied with the entropy condition, so that only the physically correct solutions are considered. Some classical numerical methods, which can be seen as conservative schemes of three points, are studied, among them the Lax-Friedrichs (LF) and Lax-Wendroff (LW) methods. A composite scheme, called LWLF-k, is tested using LF and LW methods, being respected the CFL condition, with satisfactory results. In order to validate the numerical schemes, we consider analytical solutions of the Burgers-and-Buckley-Leverett equations. Was also made a comparison with TVDs methods with flux limiters, obtaining satisfactory results. We emphasize that to the best of our knowledge, the LWLF-4 scheme has never been used to solve the Buckley-Leverett equation.

Fundação Carlos Chagas Filho de Amparo a Pesquisa do Estado do Rio de Janeiro / O processo de recuperação secundária de petróleo é comumente realizado com a injeção de água no reservatório a fim de manter a pressão necessária para sua extração. Para que o investimento seja viável, os gastos com a extração têm de ser menores do que o retorno financeiro obtido com o petróleo. Para tanto, tornam-se extremamente importantes as simulações dos processos de extração. Neste trabalho são estudados os problemas de Burgers e de Buckley-Leverett visando o escoamento imiscível água-óleo em meios porosos, onde o escoamento é incompressível e os efeitos difusivos (devido à pressão capilar) são desprezados. Com o objetivo de incorporar conhecimento matemático mais avançado, para em seguida utilizá-lo no entendimento do problema estudado, abordou-se com razoável profundidade a teoria das leis de conservação. Foram consideradas soluções fracas que, fisicamente, podem ser interpretadas como ondas de choque ou rarefações, então, para que fossem distinguidas as fisicamente admissíveis, foi utilizado o princípio de entropia, nas suas diversas formas. Inicialmente consideramos alguns exemplos clássicos de métodos numéricos para uma lei de conservação escalar, os quais podem ser vistos como esquemas conservativos de três pontos. Entre eles, o método de Lax-Friedrichs (LF) e o método de Lax-Wendroff (LW). Em seguida, um esquema composto foi testado, o qual inclui na sua formulação os métodos LF e LW (chamado de LWLF-4). Respeitando a condição CFL, foram obtidas soluções numéricas de todos os problemas tratados aqui. Com o objetivo de validar tais soluções, foram utilizadas soluções analíticas oriundas dos problemas de Burgers e Buckley- Leverett. Também foi feita uma comparação com os métodos do tipo TVDs com limitadores de fluxo, obtendo resultado satisfatório. Vale à pena ressaltar que o esquema LWLF-4, pelo que nos consta, nunca foi antes utilizado nas resoluções das equações de Burgers e Buckley- Leverett. / The secondary recovery of petroleum is usually performed with injection of water through an oil reservoir to keep the oil pressure for the exploration. In order to make the exploration profitable, the extraction cost must be less than the financial return, which means that the simulation of the exploration process is extremely relevant. In this work, the Burgers- and- Buckley-Leverett problems are studied seeking a two-phase displacement in porous media. The flow is considered incompressible and capillary effects are ignored. In order to analyze the problem, it was necessary to use the theory of conservation law in a spatial variable. Weak solutions, which can be understood as shock or rarefaction waves, are studied with the entropy condition, so that only the physically correct solutions are considered. Some classical numerical methods, which can be seen as conservative schemes of three points, are studied, among them the Lax-Friedrichs (LF) and Lax-Wendroff (LW) methods. A composite scheme, called LWLF-k, is tested using LF and LW methods, being respected the CFL condition, with satisfactory results. In order to validate the numerical schemes, we consider analytical solutions of the Burgers-and-Buckley-Leverett equations. Was also made a comparison with TVDs methods with flux limiters, obtaining satisfactory results. We emphasize that to the best of our knowledge, the LWLF-4 scheme has never been used to solve the Buckley-Leverett equation.