Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior / Os métodos tradicionais de estimular a produção de petróleo, envolvendo a injeção de água, vapor, gás ou outros produtos, estabeleceram a base conceitual para novos métodos de extração de óleo, utilizando micro-organismos e processos biológicos. As tecnologias que empregam os processos de bioestimulação e bioaumentação já são amplamente utilizadas em inúmeras aplicações industriais, farmacêuticas e agroindustriais, e mais recentemente, na indústria do petróleo. Dada a enorme dimensão econômica da indústria do petróleo, qualquer tecnologia que possa aumentar a produção ou o fator de recuperação de um campo petrolífero gera a expectativa de grandes benefícios técnicos, econômicos e estratégicos. Buscando avaliar o possível impacto de MEOR (microbial enhanced oil recovery) no fator de recuperação das reservas de óleo e gás no Brasil, e quais técnicas poderiam ser mais indicadas, foi feito um amplo estudo dessas técnicas e de diversos aspectos da geologia no Brasil. Também foram realizados estudos preliminares de uma técnica de MEOR (bioacidificação) com possível aplicabilidade em reservatórios brasileiros. Os resultados demonstram que as técnicas de MEOR podem ser eficazes na produção, solubilização, emulsificação ou transformação de diversos compostos, e que podem promover outros efeitos físicos no óleo ou na matriz da rocha reservatório. Também foram identificadas bacias petrolíferas brasileiras e recursos não convencionais com maior potencial para utilização de determinadas técnicas de MEOR. Finalmente, foram identificadas algumas técnicas de MEOR que merecem maiores estudos, entre as técnicas mais consolidadas (como a produção de biossurfatantes e biopolímeros, e o controle da biocorrosão), e as que ainda não foram completamente viabilizadas (como a gaseificação de carvão, óleo e matéria orgânica; a dissociação microbiana de hidratos de gás; a bioconversão de CO2 em metano; e a bioacidificação). Apesar de seu potencial ainda não ser amplamente reconhecido, as técnicas de MEOR representam o limiar de uma nova era na estimulação da produção de recursos petrolíferos existentes, e até mesmo para os planos de desenvolvimento de novas áreas petrolíferas e recursos energéticos. Este trabalho fornece o embasamento técnico para sugerir novas iniciativas, reconhecer o potencial estratégico de MEOR, e para ajudar a realizar seu pleno potencial e seus benefícios. / The traditional methods of stimulating production, involving the injection of water, steam, gas or other products, have established the conceptual basis for new methods of oil extraction, utilizing microorganisms and biological processes. Technologies that employ biostimulation and bioaugmentation processes are widely utilized in numerous industrial, pharmaceutical and agroindustrial applications, and, more recently, in the oil industry. Given the enormous economic dimension of the oil industry, any technology that can increase production or recovery of an oil field creates the expectation of large technical, economic and strategic benefits. In order to assess the possible impact of MEOR (Microbial Enhanced Oil Recovery) on the recovery factor of oil and gas reserves in Brazil, and which techniques might be most indicated, a wide ranging study of those techniques and of various aspects of the geology of Brazil was carried out. Preliminary studies of a MEOR technique (bioacidification) with possible application in Brazilian reservoirs were also carried out. The results demonstrate that MEOR techniques can be effective in the production, solubilization, emulsification or transformation of several compounds, and that they can promote other physical effects in the oil or the reservoir rock matrix. Brazilian oil basins and unconventional resources with potential for utilization of certain MEOR techniques were also identified. Finally, certain MEOR techniques that deserve further studies were identified, involving both more consolidated techniques (such as biosurfactant and biopolymer production, and the control of microbially induced corrosion), as well as those that have not yet fully proven their viability (such as coal, oil and organic matter gasification; microbial dissociation of gas hydrates; bioconversion of CO2 into methane; and bioacidification). Despite the fact that their potential is not yet fully recognized, MEOR techniques represent the dawn of a new era in the stimulation of production of existing oil resources, and even in the production development plans of new oil and other energy resources. This work furnishes the technical basis for suggesting new initiatives, for recognizing the strategic potential of MEOR, and for helping to realize the full potential of MEOR and its benefits.

Orientador: Osvair Vidal Trevisan / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-25T01:17:03Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Araujo_SusanaVasconcelos_M.pdf: 2255387 bytes, checksum: dda0bb2a99db1fae70648bf6282ce8f6 (MD5) Previous issue date: 2014 / Resumo: O CO2 utilizado na recuperação avançada em reservatórios de petróleo é um importante agente de injeção devido a suas características de miscibilidade e de inchamento. No que tange a miscibilidade, a difusão molecular é o processo que descreve a mistura natural de fluidos miscíveis, e seu principal parâmetro é o coeficiente de difusão molecular. O objetivo deste estudo é medir o coeficiente de difusão bem como o fator de inchamento do CO2 em óleos leves em diferentes condições experimentais envolvendo pressão, temperatura e composição do óleo. Com intuito de obter o coeficiente de difusão, duas técnicas experimentais foram realizadas em paralelo: uma primeira técnica conhecida como decaimento de pressão e outra chamada de tomografia computadorizada. Esta última, apesar de ainda estar em processo de investigação, permitiu também a obtenção do fator de inchamento nas condições experimentais selecionadas. O óleo estudado é um óleo leve proveniente dos reservatórios do pré-sal no Brasil. Os testes foram efetuados em uma célula para altas pressões especialmente desenvolvida para esses ensaios que envolvem tomografia computadorizada. As pressões e temperatura variaram de 2.76 MPa a 28.96 MPa a 293.15 K e somente 10.34 MPa a 341.15 K. A difusão molecular é considerada um mecanismo chave que controla a miscibilidade entre o óleo e o gás. Sabendo que o coeficiente de difusão determina a taxa de transferência de massa durante o processo, a difusão de solventes em óleo leve dentro de um meio poroso se tornou de grande importância na engenharia de petróleo. Em paralelo, o inchamento do óleo bruto com CO2 aumenta o fator de volume de formação do óleo a tal ponto que o óleo residual remanescente após a injeção de água é menor em volume nas condições de superfície. A extensão do aumento ou do inchamento é medida pelo fator de inchamento. Nos últimos anos a difusão do CO2 em óleo pesado tem atraído uma maior atenção, enquanto que a difusão em óleo leve tem sido pouco estudada na literatura. Com foco nos reservatórios do pré-sal no litoral brasileiro, onde o óleo tem entre 28 a 30 graus API e concentrações variadas de CO2, diferentes modelos de difusão envolvendo as condições de fronteira na interface e a termodinâmica do CO2-óleo volátil precisam ser levados em consideração. No presente trabalho, os coeficientes de difusão puderam ser obtidos somente através da técnica experimental de decaimento de pressão por meio do modelo de resistência na interface proposto por Etminan et al. (2013). Os coeficientes de difusão estavam dentro dos intervalos reportados previamente na literatura. Além disso, um outro parâmetro, o coeficiente de transferência de massa, permitiu identificar que a resistência à transferência de massa na interface era praticamente insignificante no óleo original. Apesar das limitações do método de tomografia computadorizada na obtenção das concentrações de CO2 no óleo, a investigação desse método ofereceu uma melhor compreensão do fenômeno da difusão do CO2 dentro da coluna de óleo. Em contrapartida, o inchamento pôde ser claramente observado e caracterizado através desse método / Abstract: CO2-EOR is an important injection agent in oil reservoir due to its miscibility and swelling effects. Concerning the miscibility effect, molecular diffusion is the process describing the natural mixture of miscible fluids, whose main modeling parameter is the molecular diffusion coefficient. The aim of this study is to measure the diffusion coefficient and swelling factor of CO2 in light crude oil under different experimental conditions concerning pressure, temperature and oil composition. In order to obtain the diffusion coefficient, two experimental techniques were run in parallel: the well-established and so-called pressure decay method and a CT scan method that was still under investigation. The later method was also used to obtain the swelling factor in the selected experimental conditions. The oil studied was light oil from Brazilian subsalt oil reservoirs. Tests were carried on a specially constructed vertical high pressure cell, from 2.76 MPa to 28.96 MPa (400 psi to 4200 psi) at 293.15 K (20oC) and just 10.34 MPa (1500 psi) at 341.15 K (65oC). Molecular diffusion is particularly important for miscible gas flooding processes, as diffusion is a key mechanism controlling the miscibility between oil and gas. The diffusion coefficient determines the rate of mass transfer during the diffusive process that will result in a miscible system. The diffusivity of solvents into light oil in porous media has become of great significance in petroleum engineering, since CO2 injection has been proposed more and more as the enhanced oil recovery method to be applied in the reserves of conventional oils. The swelling effect of crude oil with CO2 increases the oil formation volume factor so that residual oil after waterflooding is smaller in volume at surface conditions. The extent of the expansion or swelling is measured by the swelling factor. While diffusion in CO2-heavy oils systems has attracted some attention, the subject in light crude oils is scarcely described in the public literature. Such prospect needs therefore to be thoroughly investigated for the pre-salt reservoirs offshore Brazil, where oil has an API gravity between 28 and 30 and a variable contents of CO2. Due to such properties, differences in the models regarding boundary conditions at the interface and in the thermodynamics of the CO2-volatile oil must be taken into consideration. Diffusion coefficients were obtained using only the pressure decay technique throughout Etminan et al. (2013) interface resistance model. The obtained diffusion coefficients were within the ranges previously reported in the literature. Furthermore, another parameter obtained with the model, namely the mass transfer coefficient, allowed identifying that there was almost no mass transfer resistance in the interface in original oil. Despite the CT limitations to obtain CO2 concentration, CT investigation could offer an important insight on CO2 diffusion inside the oil column. In contrast the swelling effect could be clearly observed and characterized through this method / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestra em Ciências e Engenharia de Petróleo

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

Cette thèse porte sur l’étude de trois phénomènes interfaciaux reliés à l’eau : (i) la diffusion de protons dans un environnement complexe, (ii) la formation de gouttes et (iii) le déplacement d’huile sous l’effet du déplacement d’une phase aqueuse dans un circuit microfluidique poreux. Dans un premier temps, nous étudions une « quasi-interface », constituée de deux solutions complexes aqueuses de différents pH, telles qu’on les trouve dans les milieux cellulaires. La diffusion des protons ainsi que les dynamiques de réorientation des molécules d’eau sont examinés et nos résultats suggèrent que le transport des protons serait médié par des molécules tampons. La deuxième partie de cette thèse porte sur la rupture de gouttes à l’interface liquide/air. La rupture de gouttes de fluides non-visqueux est un phénomène extrêmement riche et sa description théorique constitue un des cas les plus simples des singularités à temps fini. Dans le chapitre 4 on met en évidence par l’imagerie ultrarapide que l’eau possède une tension de surface dynamique à l’échelle de la milliseconde. Dans le chapitre 5, on s’intéresse à la dynamique de rupture de métaux en évaluant si des mesures électriques permettent de se rapprocher temporellement (et spatialement) au plus près de la rupture (ns). Dans la dernière partie (chapitre 6), on revisite le problème classique du déplacement d’huile avec de l’eau, rencontré dans les techniques de récupération assistée du pétrole (RAP). On s’intéresse au rôle de la topologie de surface de la roche poreuse sur le piégeage de gouttes d’huile et dégage une loi d’échelle générale liant les effets de la rugosité au déplacement du fluide au sein du canal. / Water is the most abundant molecule on earth, indispensable for a plethora of chemical reactions and vital to the functioning of most living organisms. Interfacial water is particularly interesting to study as its physicochemical properties deviate significantly from the bulk whilst being of crucial importance to both fundamental research and industrial process design. In this thesis we study the interfacial water dynamics of three highly relevant phenomena by primarily recurring on microfluidics and ultrarapid imaging approaches. The first part focusses on proton diffusion in complex aqueous environments such as the the cytoplasm which remains a central issue in the biowater controversy. We evaluate and discuss the relevance of different proton diffusion mechanisms in cellular mimic solutions. The second part of this thesis is centred around droplet formation dynamics which are not only omnipresent in nature and technology, but also constitute a very rich phenomenon involving finite time singularities. We evaluate the outstanding pinch-off behaviour of water and aqueous solutions at the water/air interface that significantly deviates from other comparable non-viscous liquids on the millisecond time scale. In the last part we study a three phase system consisting of water and oil embedded in different ‘rough’ microstructures. Surface topology is identified as important determinant for the relative wettability behaviour of oil and water which constitutes a key finding for the development of efficient and environmentally compatible enhanced oil recovery strategies.

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

Orientador: Rosângela Barros Zanoni Lopes Moreno / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-27T15:00:23Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Sanches_KemilyKeikoMiyaji_M.pdf: 15016806 bytes, checksum: b9dd5797d6a29bdbb7049d48dff1e196 (MD5) Previous issue date: 2014 / Resumo: A grande dependência da sociedade por produtos feitos a partir do petróleo e seus derivados, bem como seu preço elevado, motivam o estudo e o desenvolvimento de métodos de recuperação avançada. Estes métodos viabilizam explotar o maior volume possível de petróleo de forma contínua e por mais tempo. Os métodos de recuperação avançada de petróleo podem ser classificados como miscíveis, térmicos e químicos. A injeção de polímero é um método químico, onde polímero é adicionado à água de injeção com o objetivo de aumentar sua viscosidade e, consequentemente, reduzir a razão de mobilidade e aumentar a eficiência de varrido. Entretanto, este processo não é aplicável a qualquer caso, sendo necessário o uso de métodos de seleção e descarte, além de uma atenção especial para que suas propriedades não sejam degradadas durante a aplicação do método. Este trabalho apresenta uma análise da recuperação de petróleo por injeção de água alternada com banco de polímero (WAP) em comparação com a injeção contínua de água (WF) através da utilização de um simulador comercial. Além disso, foram analisadas variações em relação ao volume de solução polimérica injetada, ao instante de início da injeção de polímero, às curvas de permeabilidade relativa, à viscosidade da solução polimérica, bem como, às saturações de óleo residual e inicial de água, a fim de verificar os efeitos na recuperação de óleo. O estudo de modelos de reservatório em escala laboratorial é realizado como uma primeira e simplificada análise de seu potencial de recuperação de petróleo. A escala laboratorial permite uma análise mais detalhada do comportamento dos fluidos dentro do modelo, além de admitir a realização de testes para posterior aplicação no modelo real. Assim, foi realizado o estudo em escala laboratorial, para um modelo homogêneo, três modelos com heterogeneidades horizontais e dois modelos com heterogeneidades verticais. Posteriormente, o modelo homogêneo foi utilizado para uma análise de aumento de escala, a fim de verificar se os modelos estão bem representados. E em seguida foi realizada uma análise econômica. Entre os resultados observados, pode-se mencionar que: quanto maiores os bancos de solução polimérica injetados, maiores foram os volumes de óleo produzido, porém com menores volumes de óleo produzido por massa de polímero; a antecipação na injeção da solução polimérica gera uma antecipação na produção; o uso de soluções com polímero mais viscosas reduz o valor da razão de mobilidade e aumenta a produção de óleo, entretanto demanda pressões de injeção mais elevadas; quanto menor é o valor da permeabilidade relativa à água na saturação de óleo residual, maior é o ganho de produção de óleo, uma vez que o valor da razão de mobilidade é menor; quanto menores forem as saturações de óleo residual e de água inicial, maior é a recuperação, uma vez que a quantidade de óleo móvel é maior. Os melhores resultados em relação à recuperação de óleo foram obtidos pelos modelos heterogêneos verticais em comparação com o modelo homogêneo e heterogêneos horizontais. E o modelo em escala de campo demonstrou estar muito bem representado, sem divergência de valores em relação ao modelo em escala laboratorial / Abstract: The significant dependence of society for products made from petroleum and its derivatives, as well as its high price, motivate the study and the development of advanced recovery methods. This methods enable the exploitation of the largest possible volume of oil continuously and longer. The enhanced oil recovery methods can be classified as miscible, thermal and chemical methods. The polymer injection is a chemical process, where polymer is added to the injection water aiming increase its viscosity, consequently reducing the water-oil mobility ratio and increasing the sweep efficiency. However, this process does not apply to any case, requiring the use of screening criteria, and particular attention to that their properties are not degraded during the application of the recovery. This paper presents an analysis of oil recovery by water injection alternated with a polymer slug (WAP) compared to the continuous water flooding (WF) with the use of a commercial simulator. Moreover, variations in the slug size of the injected polymer solution, injection starting time of the polymer slug, relative permeability curves, polymer viscosity, residual oil and initial water saturation were carried out to determine the effects on oil recovery. The study of reservoir models in laboratory scale is made on a first and simplified analysis of their oil recovery potential. The laboratory scale allows a more detailed discussion of fluid behavior inside the model, and admits to testing for further application in the real model. Thus, the study was conducted in laboratory scale, for one homogeneous model, three models with horizontal heterogeneities and two models with vertical heterogeneities. Subsequently, the homogeneous model was used for analysis of size increase in order to ascertain whether templates are well represented. And then an economic analysis was performed. Among the results, it can be mentioned that: larger slugs of polymer solution lead to larger volumes of produced oil, however with decreasing amounts of produced oil per mass of polymer; the anticipation on the injection of the polymer solution leads to an anticipation in oil production; the use of higher viscous polymer solutions lead to lower value of the mobility ratio and higher oil production, however requires higher injection pressures; lower values of relative permeability to water at residual oil saturation lead to large difference on relative gain of oil production once the final mobility ratio is lower; lower residual oil and initial water saturation leads to a high oil recovery, mainly as consequence of the greater amount of mobile oil. The best results for oil recovery were obtained by vertical heterogeneous models compared to the homogeneous model and horizontal heterogeneous. And the model in field scale proved to be well represented, without deviation values relative to the model in laboratory scale / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestra em Ciências e Engenharia de Petróleo

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This research covers simulation of Cyclic Steam Stimulation (CSS) Thermal Enhanced Oil Recovery (TEOR) and potential benefits for use of produced water in agriculture and food security, using a case study of oil fields in South Sudan. Oil production in many oil fields in South Sudan is declining, has high water cut, and low recovery factor. It is costly to manage the produced water. At the same time, agriculture in South Sudan is almost entirely rainfed, and this affects food security. Produced water can be managed by using it for TEOR and agriculture to solve water management issues, enhance oil production, reduces competition over water resources, and improve food security. Field A is a deep reservoir in South Sudan with oil gravity between 25 and 31 API. There are limited and mixed results from applications of TEOR methods in deep reservoirs. As such history matching and sensitivity analysis, and CSSS TEOR simulations were performed to examine most uncertain reservoir properties and the compatibility of Field A properties with CSS TEOR method. The results of simulation show that aquifer volume (AQV) and productivity index (PI) are the most uncertain property that affect reservoir pressure; cumulative oil, gas, and water production; water cut; and gas oil ratio. CSS TEOR simulation was not successfully due to the high API gravity suggesting that Field A is not a good candidate for CSS TEOR. The produced water is sufficient to irrigate large areas of farms and watering thousands of livestock. However, analysis results from untreated water; water treated by demulsifer-defoamer and bioremediation shows high total dissolved solids (TDS) and sodium absorption ratio (SAR) values. Therefore, reverse osmosis (RO) membrane technology was applied to treat the produced water. RO rejected more than 90% of elements in the produced water with exception of elements B, Cu, Pb, and Ca. Consequently, water from RO does not meet food and agriculture organization (FAO) standards for all uses in agriculture. ANOVA showed that there was no significant difference in TDS reductions between the different applied treatment technologies. Therefore, caution is needed when using statistical analysis to verify operationalization of RO technology which rejected more than 90% of the elements in the produced water. / Doctor of Philosophy / This research discusses how to increase oil production by injecting steam in the reservoir and leaving it to soak before the next injection and start of oil production, along with potential benefits for use of produced water in agriculture and food security, all using a case study of oil fields in South Sudan. In many oil fields in South Sudan the volume of oil produced is decreasing while that of water is increasing rapidly, so that now nearly 90% of the total fluids produced is water. Management of produced water can be very costly. Despite the large quantities of produced water, agriculture in South Sudan still depends on rain water, and this dependency on rain water can affect crop production and food security, and also cause conflict amongst nomads and farmers over water resources during the dry season. These problems can be mitigated by using produced water to increase oil production and then be applied for agricultural uses. The first study simulated steam injection in the reservoir in Oil Field A. The results showed that process of injection did not work well due to the properties of the oil in that formation, and therefore other methods may be needed to increase oil production in Field A. In the second study, water which is produced together with oil (produced water) was analyzed to check its quality. This analysis determined that the water has very high concentration of total dissolved solids. Treatment methods that have been applied in the oil fields for treating produced water do not currently make the water clean enough to be use for agriculture use. Therefore, reverse osmosis membrane technology was applied to reduce the concentration of the elements in the water. Reverse osmosis treatment technology is capable of removing 90 % concentration of most elements in the produced water, but some potentially harmful elements, such as boron, remained. As a result, the water treated by reverse osmosis can only be used for livestock watering unless additional treatment methods are adopted to reduce boron concentrations to acceptable level.

[pt] A injeção de água é o método mais comum para manter a pressão e melhorar a recuperação de óleo contido em um reservatório. A eficiência de recuperação de óleo no caso de óleos pesados é limitada pela alta razão de mobilidade entre o fluido deslocante e o fluido deslocado. Como a sede mundial por energia aumenta todo ano, enquanto o fluxo de petróleo dos campos petrolíferos conhecidos juntamente com a descoberta de novos reservatórios declina a uma velocidade considerável, torna-se indispensável utilizar métodos mais efetivos para extrair o petróleo dos reservatórios conhecidos. Diferentes métodos de recuperação avançada de óleo são desenvolvidos em busca de alternativas. A injeção de dispersões, em particular a injeção de emulsões óleoem- água, como um agente de controle de mobilidade do fluido injetado tem sido testada e estudada com relativo sucesso. Porem esta técnica ainda não é totalmente desenvolvida ou compreendida. O uso efetivo de injeção de emulsões como uma alternativa para a recuperação de petróleo requer uma completa análise dos diferentes regimes de fluxo de emulsões dentro do espaço poroso de um reservatório. Se o tamanho de gota da fase dispersa for da mesma ordem de magnitude do tamanho de poro, as gotículas podem se aglomerar e bloquear parcialmente o escoamento através do espaço poroso, controlando assim a mobilidade do fluido deslocante, obtendo assim um deslocamento mais uniforme e um aumento no fator de recuperação. Este trabalho tem como objetivo principal o estudo do processo de deslocamento de óleo em um meio poroso por injeção de água e emulsões óleo-in-água. Diferentes experimentos foram realizados para análise de diferentes aspectos do problema, incluindo a injeção alternada de água e emulsão óleo-em-água a diferentes vazões, injeção alternada de água e emulsão em meios com diferentes permeabilidades conectados paralelamente e visualização do escoamento através de um meio poroso transparente formado por esferas de vidro não consolidadas. Um modelo do escoamento de emulsão foi considerado através da modificação da curva de permeabilidade relativa da fase aquosa, que é escrita como função não só da saturação, mas também da concentração de gotas de emulsão e do número de capilaridade local. O processo de deslocamento de óleo através de injeção alternada água-emulsão foi também estudado numericamente através de um código desenvolvido em Matlab utilizando o modelo TPFA (Two Flux Approximation) and IMPES (IMplicit Pressure and Explicit Pressure Saturation). / [en] Water injection is a common method to maintain reservoir pressure and improve oil recovery. The efficiency of oil recovery in the case of heavy oils is limited by the high mobility ratio between the injected water and oil. As the world thirst for energy is increasing every year while oil production from known oil reservoirs together with the discovery of new oil reservoirs deplete at considerable rate, it becomes indispensable to use more effective methods to produce oil from known reservoirs. The injection of dispersions, in particular of oil-in-water emulsions, as an agent of mobility control of injected fluid has been tested and studied with relative success. However this technique is not completely developed and understood. The effective use of emulsion injection as an alternative for oil recovery needs a complete analysis of different regimes of emulsion flow through the pore space of a reservoir. If the drop size of the dispersed phase is of the same order of magnitude of the pore size or lager, the drops can agglomerate and partially block the flow through the pores, thus controlling the displacing fluid mobility, getting a more uniform displacing front and an increase in the oil recovery factor. The main goal of this work is the study of oil displacement process through a porous media by water and oil-in-water emulsion injection. Different experiments were carried out for analysis of different aspects of the problem, including the alternating injection of water and oil-in-water emulsion at different flow rates, through cores with different permeabilities connected in parallel, and visualization of flow through a transparent non consolidated porous media, formed by glass beads. A model of emulsion flow was considered by modifying the relative permeability curve of the aqueous phase, which is written as a function not only of the aqueous phase saturation, but also as a function of the emulsion drop concentration and local capillarity number. The process of oil displacement by alternated water-emulsion injection was also studied numerically by a code developed in Matlab using TPFA (Two Flux Approximation) and IMPES (IMplicit Pressure and Explicit Pressure Saturation) methods.

[pt] Durante a vida de um campo de petróleo, diferentes métodos de recuperação podem ser usados para manter a pressão do reservatório e aumentar a eficiência de varrido. O método mais utilizado é o de injeção de água. Porém, a eficiência deste método é limitada devido à alta razão de mobilidade entre água e óleo, o que leva a formação de canais preferenciais de escoamento da água. Agentes de controle de mobilidade são usados para minimizar este efeito. Dentre eles, emulsões óleo-água apresentam benefícios em custo, compatibilidade e eficiência. Alguns estudos indicam uma melhor eficiência da fase aquosa com menor razão água-óleo nos poços produtores. A fase dispersa da emulsão é capaz de bloquear as gargantas dos poros e alterar o caminho do escoamento no meio poroso, melhorando não apenas a eficiência de varrido como também a de deslocamento. O objetivo deste trabalho é estudar a injeção de emulsão óleo-água e entender os mecanismos que envolvem seu uso como um agente de controle de mobilidade. O efeito micro e macroscópico da injeção de emulsão será avaliado experimentalmente através da medida das curvas de permeabilidade relativa de emulsão óleo-água e óleo em amostras de arenitos para diferentes concentrações da fase dispersa da emulsão, distribuição do tamanho de gota e número de capilaridade. / [en] During the life of an oilfield, different oil recovery methods may be used to maintain the reservoir pressure and increase sweep efficiency. The method most commonly used is water injection. The efficiency of the method is limited due to the high mobility ratio between water and oil, that leads to water fingering. Mobility control agents can be used to minimize this effect. Among them, oil-water emulsions (O-W) present several benefits in cost, compatibility and efficiency. Several studies indicate a better sweep efficiency of the water phase with lower water-oil ratio in the production wells. If properly designed, the dispersed phase of the emulsion may block the pore throats and change the flow path at the pore level, improving not only the sweep but also the displacing efficiency. The aim of this research is to study oil-water emulsion flooding and understand the mechanisms involving its use as a mobility control agent. The micro and macro effect of the emulsion injection is going to be evaluated experimentally by measuring the relative permeability curves of water-oil emulsions and oil in sandstone cores for different dispersed phase concentration, droplet size distribution and capillary number.