In-situ combustion is an oil recovery technique in which air, or oxygen enriched air is injected into a reservoir in order to displace the oil. Under suitable conditions the oxygen will burn with part of the oil, raising the temperature of the reservoir and reducing the viscosity of the oil, hence allowing it to flow more easily. A serious problem with mathematical modelling of in-situ combustion is that of flame extinction due to grid block size effects. When modelling a field scale process using finite difference techniques the grid block size will be far larger than the flame length. Since parameters such as temperature and saturations are averaged over a grid block they will be misrepresented in the Arrhenius reaction rate equation, and the flame may die out. The approach taken to overcome the problem is to decouple the flame from a conventional finite difference simulator and solve separately for the reaction rate and flame velocity. This is achieved using a steady state analysis that applies a reduced set of the conservation equations in a moving frame over the flame region, and solves the resulting eigenvalue problem using a shooting method. The reaction rate and flame velocity determined by the steady state analysis are then used to apply the 'thin flame' technique to the conventional simulator. This treats the flame as a moving heat source and displacing pump, travelling through the domain with the velocity obtained by the steady state analysis. The steady - state analysis is compared with experimental results glvmg good agreement for the flame parameters. The thin flame method produces excellent agreement with the conventional simulator on laboratory scale simulations, and on field scale simulations it greatly reduces the problems associated with grid block size effects.

Thesis (Ph.D.)--University of Tulsa. / Bibliography: leaves 373-384.

No description available.

Thesis (Ph.D.)--University of Tulsa, 1987. / Bibliography: leaves 160-163.

Thesis (M. Sc.)--University of Alberta, 2010. / Title from pdf file main screen (viewed on Jan. 18, 2010). A thesis submitted to the Faculty of Graduate Studies and Research in partial fulfillment of the requirements for the degree of Master of Science in Chemical Engineering, Department of Chemical & Materials Engineering, University of Alberta. Includes bibliographical references.

Orientador: Osvair Vidal Trevisan / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica, Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-08-14T09:21:28Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Laboissiere_Philipe_M.pdf: 2164531 bytes, checksum: 22b3c21ed4e8fe61df63d3f1a38fb70b (MD5) Previous issue date: 2009 / Resumo: Métodos térmicos de recuperação, especialmente injeção de vapor, estão à frente da maioria dos projetos de recuperação de óleo pesado em terra. A injeção contínua e, mais recentemente, a injeção de vapor auxiliada por drenagem gravitacional permitem aumentar a recuperação. A razão do volume de vapor injetado por volume de óleo recuperado é um parâmetro decisivo na economicidade de projetos de inundação por vapor. No presente trabalho, um estudo experimental e um numérico na célula linear e um estudo numérico na célula SAGD foram desenvolvidos para entender melhor como a injeção de nitrogênio combinado com vapor contribui ao mecanismo de recuperação e para a possível redução em volume do vapor injetado. O estudo experimental foi conduzido num aparato de laboratório constituído de uma célula linear para a injeção contínua de vapor. Os estudos foram conduzidos em escala de laboratório com óleo pesado da bacia do Espírito Santo. As experiências na célula linear consistiram em injetar vapor ou vapor combinado com nitrogênio para recuperação de óleo. Nas experiências, vapor superaquecido a 170 ° C foi injetado a vazões entre 5 e 4,5 ml/min (equivalente em água fria) e nitrogênio injetado a vazões entre 50 e 180 ml/min. As principais conclusões da investigação (derivadas de cinco experimentos executados com consistentes condições operacionais) são: 1) a injeção de nitrogênio combinado com vapor acelera o início e o pico de produção de petróleo em comparação com a injeção de vapor puro; 2) a melhoria da razão vapor/óleo mostra o efeito benéfico da injeção de nitrogênio em substituição a uma fração substancial de vapor; 3) os volumes recuperados e as análises dos remanescentes apontam fatores de recuperação superiores a 45%. Pelos estudos numéricos, os resultados da modelagem da célula linear mostram frentes de vapor com comportamentos de acordo com os observados experimentalmente. No entanto, uma investigação mais aprofundada sobre o papel dos principais parâmetros utilizados para o ajuste de histórico é necessário. Os resultados simulados do SAGD - Wind Down mostram que 84% da produção do SAGD convencional podem ser recuperados com a metade de volume de vapor injetado, indicando uma redução da razão vapor/óleo de 42%. / Abstract: Thermal recovery methods, especially steam injection, are at the forefront of most onshore projects of heavy oil. The continuous injection and, recently, the steam assisted gravity drainage yield high recoveries. The ratio of the volume of steam injected per volume of produced oil is a decisive parameter in the success of steam flood projects. In the present work, an experimental and a numerical study were developed in the linear cell and a numerical study in the SAGD cell to better understand how the injection of nitrogen combined with steam contributes to the recovery mechanism, and to the possible reduction in volume of the injected steam. The experiment runs were conducted in a linear cell built for the continuous injection of steam. The studies were conducted at the lab scale using heavy oil originated from the Espírito Santo basin. The experiments in the linear cell consisted of continuously injecting steam or steam combined with nitrogen to recover oil. In the experiments, superheated steam at 170 ° C was injected at flow rates between 5 and 4,5 ml/min (cold-water equivalent) and nitrogen injected at rates between 50 and 180 ml/min. The main findings of the research (derived from five runs with consistent operating conditions) are as follows: 1) the injection of nitrogen combined with steam accelerates the start and peak of oil production compared to steam injection alone; 2) the improvement of steam oil ratio shows the beneficial effect of nitrogen injection in substitution to a substantial fraction of steam; 3) results indicates recovery factors exceeding 45%. On the numerical studies, the results from modelling of the linear cell show steam front behaviors in agreement to those observed experimentally. However, further investigation on the role of main parameters used for the history matching is necessary. The simulated results of SAGD - Wind Down shows that 84% of the production of conventional SAGD can be recovered with half of the volume of steam injected, indicating a reduction of steam oil ratio of 42%. / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Osvair Vidal Trevisan / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica, Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-08-15T22:11:51Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Silva_RuiRodrigoCabrale_M.pdf: 10020210 bytes, checksum: e28a74060290050705f7df76b3544caf (MD5) Previous issue date: 2010 / Resumo: Este trabalho apresenta uma metodologia de trabalho aplicável ao desenvolvimento de projetos de CIS utilizando dados de ensaios laboratoriais, simulação numérica e análise dimensional. A CIS envolve uma variedade de fenômenos que ocorrem simultaneamente, como a transferência de massa, calor, reações químicas entre outros. A utilização dos resultados obtidos em ensaios laboratoriais está muito sujeita à erros de escala e com a metodologia desenvolvida neste trabalho espera-se contornar este problema. Primeiramente é apresentado nosso modelo físico utilizado neste trabalho, que é o tubo de combustão desenvolvido na Unicamp. Através da análise dimensional, desenvolvem-se três modelos de simulação sobre nosso modelo físico em escalas diferente, sendo que o modelo menor possui as dimensões do tubo de combustão, o modelo maior possui as dimensões de um campo de petróleo e o modelo intermediário possui suas dimensões dez vezes maiores que o modelo menor e cinco vezes menores que o modelo de campo. Foram utilizados dados sintéticos da composição de óleo e propriedades permoporosas. Os resultados obtidos foram coerentes e mostram que existem correlações entre as variações geométricas dos modelos e os fenômenos de transferência de massa, transferência de energia e reações químicas. Sendo assim, com uma boa análise dimensional é possível criar um comportamento equivalente em todos os modelos dos fenômenos citados / Abstract: This paper presents a methodology of work applicable to the development of ISC projects using data from laboratory tests, numerical simulation and dimensional analysis. The ISC includes a variety of phenomena that occur simultaneously, such as mass transfer, heat transfer, chemical reactions among others. The use of data from laboratory tests is very subject to scale errors, which are minored with the methodology developed in the present work. First is presented our physical model used in this work, which is the combustion tube developed at Unicamp. By dimensional analysis, were developed three simulation models based on our physical model on different scales, the smaller model has the characteristics of the combustion tube, the bigger model has the dimensions of an oilfield, and the intermediate model has dimensions ten times greater than the combustion tube and five times smaller than the field model. We used synthetic data for oil composition, permeability and porosity. The results were consistent and show that there are correlations between the variations of geometric models and the phenomena of mass transfer, energy transfer and chemical reactions. Thus with a good dimensional analysis it's possible create an equivalent behavior of these effects in all models / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre 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 2018-08-23T06:58:59Z (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: Osvair Vidal Trevisan / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica e Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-08-14T23:36:31Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Chicuta_AndreaMaiumi_M.pdf: 9556550 bytes, checksum: 8000d9d7bdfe26ea2ecd6564777de501 (MD5) Previous issue date: 2009 / Resumo: Este trabalho foca a recuperação melhorada de petróleo através da técnica conhecida como combustão in-situ. Ensaios experimentais foram realizados com óleo pesado de 12,8ºAPI procedente de um campo onshore no Brasil a fim de avaliar a influência da argila no meio poroso com saturações iniciais de óleo variando de 25 a 50%. O aparato experimental utilizado consiste em: sistema de injeção de fluido, tubo de combustão, sistema de produção de fluidos, sistema de análise gasosa e gasômetro, e sistema de aquisição e análise de dados. Os resultados experimentais obtidos mostram que o fenômeno da combustão é possível para o óleo e a rocha testados. Além disto, estes testes fornecem parâmetros importantes que indicam a ocorrência de reações de oxidação. A argila tem um papel fundamental na deposição de combustível e conseqüentemente na propagação da frente de combustão. Na ausência de argila no meio poroso a frente não foi sustentada, enquanto que na sua presença foi obtido um comportamento da frente de combustão estável. Já o aumento da saturação de óleo ocasionou um maior depósito de combustível. Temperaturas entre 457 à 501ºC foram obtidas na frente de combustão e fator de recuperação de óleo acima de 84%. Verificou-se que as velocidades da frente de combustão variaram entre 14,1 a 18,3 cm/h. Além disto, uma melhora na qualidade do óleo entre 3,2º a 8,4ºAPI foi observada no óleo produzido. Os parâmetros básicos da combustão - consumo de combustível, ar requerido, razão ar/combustível, razão atômica de H/C, utilização de O2 - obtidos durante os experimentos são favoráveis à implantação do método de combustão in-situ e devem servir de guia para o projeto piloto de campo. / Abstract: The present work refers to an experimental study on oil recovery by in-situ combustion. Experimental tests were performed with a heavy oil of 12.8ºAPI from a Brazilian onshore field with the main purpose to survey the influence of clay content in the reservoir rock with initial oil saturations ranging from 25 to 50%. A specific apparatus used can be described in: gas injection system, combustion tube, fluid production system, gas analysis system and control and data recording system. The results indicate that the in-situ combustion method is technically applicable to the rock-fluid system tested. Moreover, the tests were useful in providing the proper range of parameters for the oxidation reactions to occur. Clay has proved to play a key role on fuel deposition and, consequently, on propagation of the combustion front. In a clean sand rock medium, the combustion front was not self-sustained, while with its presence sustainable combustion reactions were achieved. And the increase in oil saturation resulted in a greater fuel deposition. Front peak temperatures were recorded in the range of 457 - 501 ºC for oil recovery factors greater than 84%. Results show combustion front velocities to span between 14.1 to 18.3 cm/h. Worth mentioning, upgradings of 3.2º to 8.4º API were observed in the produced oil. The basic combustion parameters - fuel consumption, air requirement, air-fuel ratio, atomic H/C ratio, oxygen utilization - obtained during the experiments are favorable to the implementation of insitu combustion and shall be used as a guide to the pilot project planned for the field. / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Osvair Vidal Trevisan / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica e Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-08-15T09:21:24Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Goncalves_LuciaInesBonet_M.pdf: 4242860 bytes, checksum: dabd009f0a1e3b92481793ed9e495f64 (MD5) Previous issue date: 2010 / Resumo: Uma das formas de se melhorar o desempenho do processo de recuperação de petróleo conhecido como combustão in situ direta seca, é injetar água simultaneamente ou alternadamente com o ar, o que se denomina de combustão in situ direta molhada. O calor específico do ar seco é consideravelmente menor do que o da água, de tal forma que esta pode realizar um melhor transporte do calor gerado pela frente de combustão, promovendo uma redução na quantidade de ar requerido para varrer um determinado volume do reservatório. O presente trabalho tem como objetivos avaliar, através de ensaios em tubo de combustão, o desempenho da combustão molhada para um óleo pesado (12,88°API) procedente da Bacia do Espírito Santo e obter parâmetros que possam ajudar no balizamento de um futuro projeto piloto. Para isto, foram realizados quatro ensaios em tubo de combustão (um de combustão seca e três de combustão molhada), utilizando o aparato experimental do Laboratório de Métodos Térmicos de Recuperação do Departamento de Engenharia de Petróleo da UNICAMP e também foi elaborado um modelo térmico de simulação para auxiliar na predição dos testes em laboratório, utilizando um simulador comercial. Os resultados experimentais mostram que o processo de combustão molhada apresenta-se estável para o óleo em estudo na medida em que as condições experimentais mantêm-se controladas. Para as razões água-ar estudadas (1,00 x 10-3 m3/m3; 0,56 x 10-3 m3/m3 e 0,33 x 10-3 m3/m3), a presença da água diminui a deposição de combustível, aumentando a velocidade de avanço da frente de combustão e reduzindo a quantidade de ar requerida. É observada uma redução na temperatura média da frente de combustão (de 493 ºC para 460 ºC), mas, ainda assim, mantendo-a na faixa das reações de alta temperatura. Os resultados do modelo de simulação mostram-se próximos aos experimentais, no que diz respeito ao perfil de temperatura / Abstract: One way to improve the performance of the oil recovery method, known as dry forward in situ combustion, is to inject water either simultaneously or intermittently with the air, named as wet forward in situ combustion. The specific heat of the dry air is considerably lower than that of water, such that water may render a better transport of the heat generated by the combustion front, leading to a reduction of the amount of air required to sweep a specified reservoir volume. The objectives of the present work are to evaluate, through combustion tube tests, the wet combustion performance for a heavy oil (12,88°API) from Espírito Santo Basin and to obtain helpful combustion parameters for the design of a future field pilot. For this, four combustion tube tests were performed (one dry combustion and three wet combustions), using the experimental apparatus in the Laboratory of Thermal Methods of Recovery from the Department of Petroleum Engineering at UNICAMP, and it was also developed a thermal simulation model to help on the prediction of the lab tests, using a commercial simulator. The experimental results showed that the wet combustion process is stable for the studied oil, since the experimental conditions are kept under control. For the studied water-air ratios (1,00 x 10-3 m3/m3; 0,56 x 10-3 m3/m3 and 0,33 x 10-3 m3/m3), the presence of water decreases the fuel deposition, increasing the combustion front velocity and decreasing the amout of the air required. A reduction in the average temperature of the combustion front (from 493 ºC to 460 ºC) was observed, but still, in the range of the high temperature oxidation reactions. The results of the simulation model showed an adjustment close to the experimental ones regarding the temperature profile / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo