[pt] O uso de produtos biocidas de baixa eficiência ou que apresentem elevado caráter tóxico podem levar a sérias conseqüências em termos dos efeitos para a recuperação do petróleo e, também, relacionadas com aspectos de saúde ocupacional e de meio ambiente. Assim, foi desenvolvido um estudo para selecionar, dentre as bases ativas disponíveis no mercado, aquelas ativas biocidas com potencial de aplicação em sistemas de injeção de água do mar para recuperação secundária de petróleo. O estudo foi dividido em duas etapas: ensaios de laboratório em condições semi-estáticas de fluxo e ensaios de laboratório em condições dinâmicas de fluxo. Na etapa de avaliação das bases ativas sob condições semi-estáticas, foram selecionadas apenas as bases ativas sulfato de tetra-hidroximetilfosfônio (THPS) e o sal quaternário de amônio (QAT), cloreto de dialquil dimetil benzil amônio para os testes sob condições dinâmicas de fluxo devido à elevada eficiência e menor caráter tóxico. Os ensaios sob condições dinâmicas indicaram que, em presença de um biofilme maduro e com elevada contaminação por bactérias planctônicas, o tratamento com 10 ppm(v) do produto contendo o QAT, isoladamente, não foi suficiente para reduzir significativamente a contaminação no sistema. O tratamento com 150 ppm(v) do produto contendo a base ativa sulfato de THPS apresentou elevada eficiência para a inibição da concentração de bactérias planctônicas e eficiência regular para bactérias redutoras de sulfato mesófilas (m-BRS) aderidas aos corpos- de-prova (biofilme). O tratamento com ambos os produtos apresentou elevado efeito, tanto sobre os microrganismos planctônicos quanto os aderidos aos corpos- de-prova. / [en] The use of biocides products of low efficiency or that present high toxic character can take serious consequences in terms of the effects for the oil recovery and also, related with aspects of occupational health and environment. Thus, it was developed a study in order to select, among the available active bases in the market, the ones with potential of application in sea water injection systems for secondary oil recovery. The study was divided in two stages: laboratory assays in half-static conditions of flow and laboratory assays in dynamic conditions of flow. In the stage of active bases evaluation under half-static conditions, only the active base tetra(hydroxymethyl)phosphonium sulphate (THPS) and the ammonium quaternary salt (QAT), ammonium dimetil dialquil benzil chloride had been selected for the tests under dynamic conditions of flow due its high efficiency and low toxic character. The evaluation under dynamic conditions had indicated that in presence of a mature biofilm and with high planktonic bacteria contamination, m-SRB and GAnB, the treatment with only 10 ppm(v) of the product containing the QAT was not enough to reduce significantly the contamination in the system. The treatment with 150 ppm(v) of the product containing the active base THPS showed high efficiency for the inhibition of the planktonic bacteria concentration and regular efficiency for mesophilic sulphate-reducing bacteria (m-SRB) adhered to the coupon (biofilm). The treatment with both products presented high efficiency not only on the planktonic microorganisms but also the adhered ones to the coupon.

Made available in DSpace on 2014-12-17T15:01:28Z (GMT). No. of bitstreams: 1 AnaPJS_DISSERT.pdf: 3475683 bytes, checksum: 0a1aca9ea1cc67fdf9f54a968369acd0 (MD5) Previous issue date: 2012-02-08 / The large investment in exploration activities offshore Brazil has generated new findings, generally in carbonate reservoirs, with different wettability conditions usually considered in the sandstone, strongly water-wet. In general, the carbonates reservoirs tend to be oil-wet, it difficult to mobilize of oil these reservoirs. These oils can be mobilized by different methods, or it may reverse the wettability of the surface of the reservoir and facilitate the flow of oil, improving production rates. Thus, the objective of this work was to study the influence of inversion on the wettability of the rock in the production and recovery of petroleum from carbonate reservoirs, using microemulsions. Three systems were chosen with different classes of surfactants: a cationic (C16TAB), an anionic (SDS) and nonionic (Unitol L90). Studies of the influence of salinity on the formation of the microemulsion as well as the characterization of fluids using density and viscosity measurements were also performed. To verify the potential of microemulsion systems in changing the wettability state of the chalk oil-wet to water-wet, contact angle measurements were performed using chalk of neutral-wet as surface material. Overall, with respect to the ionic character of the surfactants tested, the cationic surfactant (C16TAB) had a greater potential for reversal in wettability able to transform the rock wettability neutral to strongly water-wet, when compared with the anionic surfactant (SDS) and nonionic (Unitol L90), which showed similar behavior, improving the wettability of the rock to water. The microemulsions of all surfactants studied were effective in oil recovery, resulting in 76.92% for the system with C16TAB, 67.42% for the SDS and 66.30% for Unitol L90 of residual oil / O grande investimento em atividades explorat?rias no mar brasileiro tem gerado novas descobertas, geralmente em reservat?rios carbon?ticos, com condi??es de molhabilidade diferentes das usualmente consideradas em reservat?rios aren?ticos, fortemente molh?veis ? ?gua. De uma maneira geral, os reservat?rios carbon?ticos tendem a ser molh?veis ao ?leo, dificultando a mobiliza??o do ?leo no reservat?rio. Esses ?leos podem ser mobilizados por diferentes m?todos, ou ainda, pode-se inverter a molhabilidade da superf?cie do reservat?rio e facilitar o escoamento do ?leo, melhorando os ?ndices de produ??o. Desta forma, o objetivo deste trabalho foi estudar a influ?ncia da invers?o na molhabilidade da rocha na produ??o e recupera??o de petr?leo de reservat?rios carbon?ticos, utilizando sistemas microemulsionados. Foram escolhidos tr?s tensoativos de classes diferentes: um cati?nico (C16TAB), um ani?nico (SDS) e um n?o-i?nico (Unitol L90). Estudos da influ?ncia da salinidade na forma??o da microemuls?o, bem como a caracteriza??o dos fluidos atrav?s de medidas de densidade e viscosidade, tamb?m foram realizados. Para verificar o potencial dos sistemas microemulsionados em alterar a molhabilidade da rocha carbon?ticas de molh?vel ao ?leo para molh?vel a ?gua, medidas de ?ngulo de contato foram realizadas utilizando calc?rio de molhabilidade neutra como material de superf?cie. Pode-se observar, com rela??o ao car?ter i?nico dos tensoativos testados, que o tensoativo cati?nico (C16TAB) apresentou um potencial maior de invers?o na molhabilidade conseguindo transformar a rocha de molhabilidade neutra para fortemente molh?vel ? ?gua, quando comparado aos demais tensoativos, ani?nico (SDS) e n?o-i?nico (Unitol L90), que apresentaram comportamento semelhante entre eles, melhorando tamb?m a molhabilidade da rocha ? ?gua, mas em menor intensidade. As microemuls?es de todos os tensoativos estudados mostraram-se efetivas na recupera??o de petr?leo, obtendo-se 76,92% para o sistema com C16TAB, 67,42% para o SDS e 66,30% para o Unitol L90 de recupera??o do ?leo residual in place

Made available in DSpace on 2014-12-17T15:01:47Z (GMT). No. of bitstreams: 1 TulioYFV_D.pdf: 3087566 bytes, checksum: 98d82de1a3cf355e814daf66c053ad55 (MD5) Previous issue date: 2009-07-10 / The high concentration of residual oil is one of the greatest problems found in petroleum mature fields. In these reservoirs, different enhanced oil recovery methods (EOR) can be used, highlighting the microemulsion injection. The microemulsion has showed to be efficient in petroleum recovery due to its ability to promote an efficient displacement of the petroleum, acting directly in the residual oil. In this way, this research has as objective the study of microemulsion systems obtained using a commercial surfactant (TP), determining microemulsion thermal stabilities and selecting points inside the pseudoternary phases diagram, evaluating its efficiencies and choosing the best system, that has the following composition: TP as surfactant (S), isopropyl alcohol as co-surfactant (C), kerosene as oil phase, water as aqueous phase, C/S ratio = 1, and 5% sodium p-toluenesulfonate as hydrotope; being observed the following parameters for the selection of the best pseudoternary phases diagram: C/S ratio, co-surfactant nature and addition of hydrotope to the system. The efficiency in petroleum recovery was obtained using two sandstone formation systems: Assu and Botucatu. The study of thermal stabilities showed that as the concentration of active matter in the system increased, the thermal stability also increased. The best thermal stability was obtained using point F (79.56 0C). The system that presented the best recovery percentile between the three selected (3) was composed by: 70% C/S, 2% kerosene and 28% water, with 94% of total recovery efficiency and 60% with microemulsion injection, using the Botucatu formation, that in a general way presented greater efficiencies as compared with the Assu one (81.3% of total recovery efficiency and 38.3% with microemulsion injection) / Um dos grandes problemas encontrados nos campos maduros ? a alta satura??o de ?leo residual. Nesses campos, a inje??o de microemuls?o pode ser utilizada na recupera??o de petr?leo, pois esta tem se mostrado eficiente na recupera??o de petr?leo devido ? obten??o de um deslocamento eficiente do petr?leo, atuando diretamente no ?leo residual. Esse trabalho tem como objetivo estudar sistemas microemulsionados para a recupera??o de petr?leo, determinando suas estabilidades t?rmicas e avaliando suas efici?ncias de recupera??o. Os sistemas microemulsionados selecionados foram obtidos escolhendo-se pontos no diagrama de fases, com a seguinte composi??o: co-tensoativo, ?lcool iso-prop?lico (raz?o C/T=1), querosene, tensoativo (TP) e 5% de ptoluenosulfonato de s?dio (hidr?tropo). Para a escolha desse diagrama de fases foram avaliadas: a raz?o C/T, o co-tensoativo e a adi??o de hidr?tropo ao sistema. As forma??es estudadas na recupera??o de petr?leo foram: a Assu e a Botucatu. O estudo das estabilidades t?rmicas do sistema apontou que ? medida que se aumentou a concentra??o de mat?ria ativa, aumentava-se a estabilidade t?rmica do mesmo. A maior estabilidade t?rmica foi obtida no ponto F (79,56 0C). Dos pontos selecionados (3) o sistema que apresentou o maior percentual de recupera??o foi obtido com o sistema constitu?do de 70% C/T, 2% de querosene e 28% de ?gua, levando a 94 % de efici?ncia total e 60% de inje??o de microemuls?o, utilizando-se a forma??o Botucatu, que no geral apresentou efici?ncias maiores do que a forma??o Assu (81,3 % de efici?ncia total e 38,3% com microemuls?o)

Orientador: Osvair Vidal Trevisan / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica, Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-08-12T20:49:17Z (GMT). No. of bitstreams: 1 MateoHernandez_JuanAlberto_M.pdf: 12401820 bytes, checksum: 705c41d03544d222731ce816469f47c2 (MD5) Previous issue date: 2006 / Resumo: Neste trabalho são investigados os impactos individual e coletivo dos mecanismos de gás em solução, geração de CO2, destilação, embebição capilar e drenagem gravitacional, sobre a recuperação de óleo e gás, durante a injeção continua de vapor num reservatório naturalmente fraturado contendo óleo pesado. A investigação é feita através de simulação numérica dos fenômenos em modelos padrões de reservatórios. Dois modelos numéricos semelhantes são usados para representar o processo de aquecimento da matriz. O primeiro descreve o aquecimento de uma seção horizontal bidimensional de um bloco da matriz circundado por uma fratura na qual circula vapor. O segundo modelo descreve o aquecimento de um bloco de matriz semelhantemente circundado por uma fratura em que circula vapor, porém na direção vertical, visando agregar o efeito da ação da gravidade. Os estudos foram conduzidos para rochas saturadas com óleo vivo. As propriedades da rocha são as de um reservatório carbonático fraturado real e as propriedades dos fluidos se referem também ao mesmo caso real. Alem disso, as condições operacionais adotadas de pressão e temperatura são as observadas no campo, tornando o estudo e suas conclusões como próprias de um estudo de caso. Os resultados mostram que os principais mecanismos de recuperação de óleo da matriz durante o intervalo de aquecimento de 10 anos, foram os mecanismos de gás em solução e de destilação por arraste de vapor. Este último é o mecanismo de maior importância e é responsável pelo melhoramento da qualidade do óleo produzido / Abstract: In this work, the individual and collective impacts of the mechanisms solution gas drive, CO2 generation, steam distillation, capillary imbibition and drainage gravitational, on the oil and gas recovery, were investigated during the steamflooding of a naturally fractured reservoir containing heavy oil. The investigation was performed for standard reservoir models through numeric simulation. Two similar numerical models represent the matrix heating process. The first describes the heating of a horizontal cross-section of a matrix block surrounded by a fracture, in which the steam is flooding. The second model describes the same method of matrix heating, which was represented in the first model, but in the vertical direction, investigating the action of gravity. The studies were performed for a rock saturated with live oil. The rock properties are the same of a real fractured carbonate reservoir and the fluid properties also refer to the same real case. In addition, the adopted field operational parameters (pressure and temperature) refer to field conditions, turning the study and its conclusions as proper of a case study. The results show that the main mechanisms of oil recovery for the matrix block during the heating interval of 10 years were the integrated action of solution gas and steam distillation. The latter is the dominant mechanism and it is responsible for the improvement in the quality of the produced oil / 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

Orientador: Osvair Vidal Trevisan / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-22T17:34:04Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Machado_CintiaGoncalves_M.pdf: 16851986 bytes, checksum: d2b235b62b2caa45fabdb9df65820998 (MD5) Previous issue date: 2013 / Resumo: A injeção alternada de água e gás (WAG) configura um método mundialmente consagrado de recuperação de petróleo, no qual uma fase aquosa exerce controle de mobilidade e aumenta a área de varrido dos gases injetados no reservatório. O processo de injeção alternada de fluidos imiscíveis gera alterações irreversíveis nas curvas de permeabilidade relativa em função do efeito de histerese. Este efeito é consequente do processo e do histórico de saturações dos fluidos presentes no meio poroso. Sendo os dados de permeabilidade relativa parâmetros essenciais para a predição e gerenciamento da produção de reservatórios de petróleo, mostra-se necessário o conhecimento dos efeitos de histerese para o planejamento de projetos de injeção alternada de água e gás durante o desenvolvimento de campos petrolíferos. Este trabalho consistiu em um estudo laboratorial para investigação do efeito de histerese nas curvas de permeabilidade relativa. Os ensaios foram realizados em regime permanente e utilizou-se Tomografia Computadorizada de Raios-X para a quantificação in situ da variação das saturações dos diferentes fluidos no meio poroso durante os processos de deslocamento no meio poroso. Os deslocamentos consistiram na injeção alternada de salmoura de alta salinidade e nitrogênio em uma rocha calcária de afloramento, análoga aos reservatórios do Pré-Sal, saturada com óleo e água residual. Os principais objetivos foram à avaliação dos efeitos histeréticos nas curvas de permeabilidade relativa e a obtenção de parâmetros a serem utilizados em modelos numéricos para simulação de reservatórios. Efeitos histeréticos foram observados tanto nas curvas de permeabilidade relativa ao gás como nas relativas à salmoura. Estes efeitos foram atribuídos principalmente ao aprisionamento de gás no meio poroso ao longo dos ciclos de injeção. Observou-se também que a saturação residual de óleo se reduziu consideravelmente, ao longo da realização dos ciclos / Abstract: Water-alternating-gas (WAG) injection is a useful configuration for enhanced oil recovery (EOR). WAG consists in the improvement of the mobility control and areal sweep by cyclic injection of gas and water and it has been successfully applied worldwide. Application of WAG to carbonate reservoir has produced non-reversible changes in the permeability curves during the injection cycles in consequence of saturation path and history, which are assigned as permeability hysteresis. Consequently, hysteresis parameters obtained from experimental investigations are often required to adjust hysteresis models and to allow the improvement of the oil recovery prediction. This work reports a laboratorial investigation on relative permeability hysteresis during alternating injection of high salinity brine and nitrogen into an oil saturated carbonate core, analog to the reservoir rocks of Brazilian Pre-salt, under steady-state conditions. X-Ray Computed Tomography (CT) was applied to obtain a multiphasic quantitative analysis of the fluid in-situ saturations in the porous media. Main targets were to evaluate the permeability hysteresis and to assess the parameters to be applied in models of relative permeability hysteresis for numerical simulation. Hysteresis effects on the relative permeability curves were observed in each cycle. Permeability hysteresis was mainly attributed to gas trapping in the porous media during the injection cycles. In addition, the oil residual saturation was decreased along the successive cycles / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestra em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Edvaldo Sabadini / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Química / Made available in DSpace on 2018-08-22T20:35:03Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Ungarato_RafaelFernandoDeSanti_M.pdf: 3937275 bytes, checksum: bb5e422a60e0f90e98a552f1ea02db61 (MD5) Previous issue date: 2013 / Resumo: O estudo de soluções para métodos especiais de recuperação de petróleo vem sendo amplamente utilizado, principalmente devido à grande quantidade de óleo remanescente nos reservatórios após as recuperações primária e secundária. Soluções consideradas de potencial recuperador devem possuir algumas características específicas como uma baixa tensão interfacial água/óleo e viscosidade moderada, de modo a melhorar a eficiência do petróleo varrido. Interações fluidos-rocha e óleo-rocha são determinantes no montante de óleo a ser recuperado, assim sendo, estudos com relação à molhabilidade das superfícies das rochas mostram-se fundamentais. Um método de análise largamente empregado e considerado como padrão para medidas de molhabilidade é o teste de Amott, porém, tal método apresenta grande tempo de análise e preparo de amostra. O presente trabalho analisa a molhabilidade de rochas utilizando-se a técnica de Ressonância Magnética Nuclear de Baixo Campo. Ela se baseia nos tempos de relaxação da magnetização das populações de água e óleo, livres ou ligadas na superfície da rocha, permitindo de maneira rápida, a determinação da quantidade de óleo removida. Nesse estudo foram analisadas amostras de arenito e carbonato, caracterizando-as comparativamente com relação ao tamanho e homogeneidade dos poros por dados de RMN. As rochas foram impregnadas com petróleo e deixadas em contato com diferentes soluções de surfactantes (não iônico e zwiteriônico), sendo possível a análise quanto à diferença de molhabilidade entre as mesmas. Com relação a essas soluções, foram utilizados diversos surfactantes, com diferenças quanto aos grupos funcionais, ao tamanho da cadeia hidrofóbica, a presença de uma ou duas dessas cadeias e em diferentes concentrações, sendo possível a obtenção de informações relacionadas à eficiência de extração de óleo para cada uma delas. Observou-se que a técnica utilizada apresentou excelentes resultados, permitindo diferenciar a capacidade de extração para cada solução estudada / Abstract: The study of solutions to enhance oil recovery has been widely used, mainly due to large amount of oil that remains in reservoirs after primary and secondary recoveries. Solutions with good potential to recovery must have some specific characteristics such as low water/oil interfacial tension and a moderate viscosity to improve the efficiency of the oil swept. The fluid-rock and oil-rock interactions are of great importance concerning the total oil recovered. Therefore, studies involving wettability of rock surfaces are essential. A traditional method of analysis, which is considered as standard to measures the wettability is the Amott test, however, this method spends too much time and sample preparation. This study analyzes rock wettability using the technique of Low Field Nuclear Magnetic Resonance (low-field NMR). This is based on the relaxation rates of the magnetization of water and/or oil molecules, free or bounded at the surface of the pores of the rock. The technique allows a quick determination of the amount of oil removed. In the present study, the size and pores homogeneity of sandstone and carbonate were analyzed using low field-NMR. The rocks were impregnated with oil and then left in contact with different solutions of surfactants (non-ionic and zwitterionic), being possible to analyze the differences in wettability among them. Several concentrations of surfactants, in which differences in their: functional groups, hydrophobic chain length and number of chains, were studied. The NMR technique revealed excellent results, providing information related to the efficiency of oil extraction for each studied solution / Mestrado / Físico-Química / Mestre em Química

[pt] A injeção de soluções poliméricas tem sido utilizada em muitas aplicações para aumentar a viscosidade da fase aquosa e, por conseguinte, reduzir a elevada razão de mobilidade durante o deslocamento de óleo num meio poroso. Evidências experimentais mostraram também que o comportamento viscoelástico de algumas soluções poliméricas pode contribuir para um melhor deslocamento do óleo na escala de poros, reduzindo assim, a saturação de óleo residual. Este comportamento na escala de poros não é claramente compreendido já que a modelagem de um fluxo viscoelástico de uma solução polimérica em meios porosos é extremamente desafiadora. O comportamento do escoamento em escala macroscópica está diretamente associado com o fluxo extensional dominante através das gargantas e poros que formam o meio poroso. Muitos modelos têm sido desenvolvidos com o objetivo de descrever o efeito extensional observados no fluxo de soluções poliméricas de elevado peso molecular. O modelo desenvolvido neste trabalho baseia-se na relação entre a vazão e a queda de pressão do escoamento de soluções poliméricas através de capilares com garganta que servem como um modelo simples da geometria das gargantas de poro. Um modelo de rede de capilares bidimensional foi desenvolvido para obter os parâmetros macroscópicos do escoamento a partir do entendimento do comportamento microscópico. No modelo monofásico, os resultados apresentam efeitos de diferentes parâmetros reológicos no comportamento macroscópico do escoamento. Para estudar o escoamento bifásico, um modelo de rede dinâmico foi desenvolvido. Os resultados obtidos fornecem uma descrição mais detalhada do processo de deslocamento de óleo pela fase aquosa. / [en] Injection of a polymer solution is used in many applications to increase the viscosity of the water phase and therefore reduce the high mobility ratio during oil displacement in porous media. Experimental evidence has shown that the viscoelastic behavior of some polymer solutions may contribute to a better oil displacement at the pore-level, reducing the residual oil saturation. This pore-level behavior is not clearly understood. Modeling viscoelastic flow of polymeric solutions in porous media is extremely challenging. The macroscopic flow behavior is directly associated with the extensional dominant flow through pore throats that form the porous media. Accurate models should be able to describe the extensional thickening effect observed in the flow of dilute high molecular weight polymer solutions. The model developed in this work is based on the flow rate-pressure drop relationship of polymer solution flow through constricted capillaries that serves as a simple model of the geometry of pore throats. A two-dimensional capillary network model is constructed in order to obtain macroscopic parameters from upscaling of the microscopic behavior. In single-phase flow, results show the effect of different rheological parameters on the macroscopic flow behavior. To study a two-phase flow, a dynamic network model was developed. The results obtained provide a more detailed description of the oil displacement by the water phase.

Orientadores: Denis José Schiozer, Eliana Luci Ligero / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-26T15:17:18Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Santana_GustavoMenezes_M.pdf: 19965408 bytes, checksum: 111a8315e511e6681fab2b5663345c52 (MD5) Previous issue date: 2014 / Resumo: Os reservatórios do pré-sal brasileiro apresentam grandes volumes de óleo leve com quantidade significativa de CO2 dissolvido. O CO2 produzido no pré-sal pode ser utilizado como gás de injeção no método especial de recuperação de injeção alternada de água e gás (WAG). Neste trabalho, a injeção WAG-CO2 miscível é empregada na recuperação de um óleo leve com teor de cerca de 8% molar de CO2 em condições análogas às do pré-sal de alta pressão e baixa temperatura, onde fenômenos físicos inerentes à injeção WAG-CO2 são incorporados aos modelos de simulação de reservatórios através dos modelos de histerese da permeabilidade relativa, tal como o modelo trifásico de Larsen e Skauge (1998). Este trabalho tem como foco o estudo dos efeitos da modelagem da histerese de permeabilidade relativa em simulações de injeção WAG-CO2 miscível. Dois modelos sintéticos de reservatório com óleo leve e com diferentes graus de heterogeneidade são estudados. Os modelos de simulações empregam a formulação composicional por ser mais apropriada em casos de injeção de gás miscível em óleo leve. A histerese causa redução da permeabilidade relativa aos fluidos, o que pode gerar dois efeitos: o aumento da eficiência local de varrido de óleo e a perda de injetividade. O primeiro efeito contribui para o aumento da recuperação de óleo, enquanto a perda de injetividade, dependendo das condições operacionais dos poços, resulta na redução da quantidade de fluidos injetada, prejudicando a recuperação. O predomínio de um desses dois efeitos faz com que a implementação dos efeitos da histerese de permeabilidade relativa nos modelos de simulação com injeção WAG resulte em recuperações finais de óleo diferentes das obtidas nos casos em que a histerese não é considerada, atingindo-se valores até 8% maior ou menor conforme efeito predominante e condições operacionais utilizadas / Abstract: The Brazilian pre-salt reservoirs present large volumes of light oil with a significant amount of dissolved CO2. It is intended to use CO2 produced in the pre-salt as an injection gas on the enhanced oil recovery method of water-alternating-gas (WAG) injection. In this work, the miscible WAG-CO2 injection is used in light oil recovery with an amount of 8% molar CO2 in similar conditions to pre-salt with high pressure e low temperature where physical phenomena involving WAG-CO2 injection applied to a reservoir of light oil with dissolved CO2 are built into the reservoir simulation models through the hysteresis of relative permeability models, as the Larsen and Skauge (1998) model. This work focuses on the study of the effects of modeling the hysteresis of relative permeability in simulation of miscible WAG-CO2 injection. Two synthetic reservoir models with light oil and different heterogeneities are studied. The simulation models employ the compositional formulation because it is more appropriate in cases of miscible gas injection in light oil. The hysteresis causes a reduction of the relative permeability of the fluid, which can cause two effects: increased local oil swept efficiency and the loss of injectivity. The first effect contributes to increase the oil recovery, while the loss of injectivity, depending on the operating conditions of the wells, results in a reduction of the amount of injected fluids, reducing the recovery. The predominance of one of these two effects makes the implementation of the effects of hysteresis of the relative permeability in simulation models with WAG injection exhibit different results compared to those models without hysteresis, reaching values up to 8% higher or lower according to the predominant effect and operational conditions used / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo