Le polymer flooding est une des techniques de récupération assistée des hydrocarbures (RAH) ; elle consiste à injecter une solution de polymères de forte masse moléculaire afin de déplacer plus efficacement le pétrole emprisonné dans la roche. Cependant, une limite importante de cette technique est la possible dégradation mécanique des polymères au cours de l'injection et dans le réservoir, due à une scission des chaînes macromoléculaires induite par l’écoulement. Ce travail de thèse a pour objectif de mieux comprendre les mécanismes et scénarios de scission, mais aussi leur impact sur le procédé de polymer flooding. Nous nous sommes intéressés au seuil de dégradation mécanique de solutions de poly(oxyde d’éthylène) et de de polyacrylamide partiellement hydrolysé, pour différents régimes de concentration (solutions diluées et semi-diluées) en régime laminaire et inertiel, et pour des solvants de différentes qualités. L’étude de la dégradation mécanique des solutions et de leur impact sur les propriétés rhéologiques a été menée à l’aide de différents dispositifs de dégradation et de différents rhéomètres, dont un dispositif microfluidique en élongation ; ces techniques de mesure ont été combinées à des mesures de distribution de masses moléculaires par chromatographie d’exclusion stérique couplée à la diffusion de lumière. L’étude montre en premier lieu qu’une composante élongationnelle est indispensable pour dégrader les chaînes macromoléculaires en solution. Les résultats mettent aussi clairement en évidence que les mécanismes de dégradation sont très différents en régime dilué et semi-dilué. En régime dilué, la dégradation mécanique des solutions de polymères est indépendante du régime d’écoulement et affecte préférentiellement les macromolécules de fortes masses, avec une scission en milieu de chaîne. En revanche, en régime semi-dilué, la dégradation mécanique dépend du régime de l’écoulement : en écoulement laminaire, la dégradation est gouvernée par le réseau d’enchevêtrements et la scission des chaînes est aléatoire, tandis qu’en régime inertiel, les chaînes se dégradent comme en régime dilué, avec le même scénario de scission en milieu de chaîne. Par ailleurs, les résultats montrent que les propriétés rhéologiques en élongation peuvent être très fortement impactées par la dégradation mécanique. Enfin, les résultats de l’étude préliminaire des propriétés d’injectivité dans un milieu poreux d’une solution de polymère semi-diluée faiblement dégradée montrent que la dégradation mécanique améliore l’injectivité du polymère aux abords du puits. / Polymer flooding is a technique used in enhanced oil recovery; it consists in injecting high molecular weight polymer solutions in order improve oil sweep efficiency in the reservoir. However, polymer flooding is challenged by possible mechanical degradation of polymer solutions during injection and in the reservoir, due to the flow induced scission of macromolecules. This work aims at better understanding the scission mechanisms and scenarios, but also their impact on polymer flooding. We investigated the onset of mechanical degradation of poly(ethylene oxide) and partially hydrolysed polyacrylamide solutions, for different concentration regimes (dilute and semi-dilute regimes), under laminar or inertial conditions, but also under good or bad solvent conditions. The study of mechanical degradation of polymer solutions and their impact on the rheological properties was performed using different degradation devices and different rheometers, including a microfluidic extensional device; these investigation techniques were combined with measurements of the molecular weight distributions using size exclusion chromatography coupled with light scattering experiments. The study first shows that an extensional component is needed to get a mechanical degradation of polymer chains. The results also clearly show that the degradation mechanisms are very different in dilute and semi-dilute regime. In dilute regime, the mechanical degradation of polymer solutions does not dependent on flow regime and mainly affects the macromolecules with high molecular weights, with a mid-chain scission scenario. On the other hand, in semi-dilute regime, mechanical degradation depends on flow regime: in laminar flows, degradation is governed by the entanglement network and chain scission is random, whereas in inertial flows, chain degradation is similar to that observed in dilute regime, with the same mid-chain scission scenario. Besides, the results show that the extensional rheological properties can be very strongly affected by mechanical degradation. At last, the results of a preliminary study of the injectivity of a slightly degraded semi-dilute polymer solution in porous media show that mechanical degradation improves polymer injectivity near the wellbore.

A successful Chemical Enhanced Oil Recovery (CEOR) program starts with a proper process selection for a given field, followed by a formulation of the batch components and a representative simulation step. Also, lab studies, field data, pilot testing, and economic analyses are required before project implementation. This work discusses the state of the art of the Surfactant-Polymer flood (SP) EOR technique, specifically for carbonate reservoirs, and states a methodology mixing laboratory, literature and reservoir simulation, to assess its applicability under economic and geological uncertainties. First, it is explained concepts related to the research, such as polymer, surfactant, microemulsion, functionalities of each chemical injected, advantages, and disadvantages. Second, a state of the art is developed about recent SP advances. Third, it is described the laboratory method being used to evaluate some properties of the chemicals injected for the Polymer flooding (PF) and SP flooding. Later, the simulation study step being conducted is explained, which will define the volume recovered and Net Present Value (NVP) obtained for the PF, SP injections and water flooding, in different economic and geological scenarios for two models resembling carbonate Brazilian reservoirs. Finally, it is discussed the results obtained, future researches that could be performed, and the respective bibliography. As part of this research, it was verified the Xanthan gum shows adequate results at different concentrations; that a surfactant specifically selected for a carbonate rock with low Interfacial tension and low adsorption is required; also that for the Lula based model although the polymer flooding and Surfactant-Polymer simulation brought some benefits, when compared with the waterflooding, on different economic scenarios and geological models, the high cost associated to the chemical handling facilities and volume spent do not make favorable its application in any scenario. On the contrary for the Cerena I field model, it was found the SP and Polymer flooding on all cases brought better results when compared with the water injection. Concluding that the performance and success of a CEOR program require finding the correct slug characteristics for the unique conditions of each reservoir. In this research the reservoir with higher production rates made possible the use of Chemical EOR presenting better results than a water injection however in the smaller model they were not economically viable due to the additional associated prices. / Um programa bem-sucedido de recuperação melhorada de petróleo por método químico (CEOR) começa com uma seleção precisa do processo para um determinado campo, seguido pela formulação dos componentes e uma etapa de formulação representativa. Adicionalmente, testes laboratoriais, dados de campos, testes pilotos e análises econômicas são necessárias antes da implementação de um projeto. Este trabalho discute o estado da arte da técnica de recuperação melhorada de petróleo (EOR) pela injeção de surfactante-polímero (SP), especificamente para reservatórios carbonáticos e, utilizada uma metodologia baseada em dados de laboratório, literatura e de simulação de reservatório para avaliar sua aplicabilidade sob incertezas econômicas e geológicas. Primeiramente, são explicados conceitos necessários a este trabalho relacionados com polímero, surfactante, microemulsão, funcionalidades de cada produto químico injetado, vantagens e desvantagens. Em segundo lugar, um estado da arte é desenvolvido sobre os avanços recentes do SP. Após, descreve-se os métodos laboratoriais utilizados para avaliar algumas propriedades dos produtos químicos usados nas injeções de Polímeros (PF) e SP. Posteriormente, é explicada a etapa do estudo de simulação, que definirá o volume recuperado e o valor presente líquido (NVP), obtidos para injeções PF, SP e água, em diferentes cenários econômicos e geológicos, para dois modelos semelhantes a reservatórios carbonáticos brasileiros. Por fim, são discutidos os resultados obtidos, sugestões de trabalhos futuros e apresentação da bibliografia. Como parte desta pesquisa, verificou-se que a goma xantana apresenta resultados consistentes em diferentes concentrações e que é necessário um surfactante especificamente selecionado para uma rocha carbonática, possuindo baixa tensão interfacial e baixa adsorção. Para o modelo baseado em Lula, embora a simulação de injeção de polímero e surfactante-polímero tenham trazido alguns benefícios, quando comparados com a injeção de água, em diferentes cenários econômicos e modelos geológicos, o alto custo associado às instalações de manipulação química e volume gasto não favorece sua aplicação em qualquer cenário. Por outro lado, no modelo de campo Cerena I, verificou-se que as injeções de SP e de polímero, em todos os casos, trouxeram melhores resultados quando comparadas com a injeção de água. Concluindo, o desempenho e o sucesso de um programa de CEOR exige encontrar as corretas características de slugs para condições únicas de cada reservatório. Neste trabalho, o reservatório com maiores taxas de produção infere que o método químico de EOR apresente melhores resultados quando comparado com a injeção de água.

A tese de doutorado tem como foco o desenvolvimento de nanopartículas superparamagnéticas (Fe3O4 - magnetita) hidrofílicas e lipofílicas aplicadas à nanotecnologia do petróleo. Inicialmente, os objetivos foram voltados para a elaboração e transferência de tecnologia envolvendo uma rota de síntese de nanopartículas lipofílicas, em escala semi-industrial. Para isso, foram realizados ensaios piloto num reator com capacidade de uma tonelada, visando a produção de nanopartículas magnéticas recobertas com ácido esteárico. Mais tarde, esse trabalho foi otimizado, permitindo sua execução em laboratório, prosseguindo depois, com um escopo mais amplo, incluindo a síntese de nanopartículas recobertas com polímero hidrofílico. Nesse sentido, foram desenvolvidas duas rotas inéditas para produção desses nanomateriais. Em um segundo estágio, as investigações foram voltadas para a utilização das nanopartículas sintetizadas, em estudos de avaliação das condições dos reservatórios de petróleo. Para isso, a técnica de ressonância magnética nuclear (RMN) foi explorada, monitorando o efeito da concentração dessas nanopartículas superparamagnéticas sobre o tempo de relaxação dos prótons, e o consequente efeito de contraste nas imagens em função da magnetização. A aplicação desse tipo de ferramenta (RMN) já vem sendo feita (sem nanopartículas magnéticas) pelas empresas prestadoras de serviço ao setor de petróleo e gás, na avaliação e perfilagem de reservatórios. Isso motivou o estudo dos nanomateriais magnéticos como sondas para melhorar o mapeamento de fluidos em meio poroso. Eles seriam aplicados como aditivos em fluidos de injeção em reservatórios, tanto para imageamento, como para a obtenção de parâmetros petrofísicos. Por fim, devido à presença de grupos carboxílicos na superfície das nanopartículas hidrofílicas, foram investigadas suas interações com microcristais de carbonato de cálcio, pensando no modelo de reservatório petrolífero do tipo carbonáceo. Explorando técnicas de microscopia eletrônica de varredura (MEV) e de microscopia Raman confocal, a presença das nanopartículas magnéticas sobre a superfície da matriz mineral foi constatada, confirmando sua interação efetiva com o CaCO3. Abordando a síntese, caracterização e aplicações das nanopartículas superparamagnéticas, esta tese proporciona uma base para estudos de aplicação de nanomateriais, assunto cada vez mais relevante, diante dos inúmeros problemas e desafios enfrentados pelo setor de petróleo e gás. / The Ph.D thesis is focused on the preparation of hydrophilic and lipophilic superparamagnetic nanoparticles (Fe3O4 - magnetite) for application in oil nanotechnology. The initial efforts have been directed to the upscaling of a laboratory route of synthesis of lipophilic nanoparticles, aiming technology transfer to the industry. Accordingly, a pilot process, involving a one ton reactor, has been tested for the production of magnetic nanoparticles coated with stearic acid. After this, the research has evolved, allowing the production in the laboratory scale, and continued, pursuing the development of nanoparticles coated with a hydrophilic polymer. Two new routes for the production of these nanomaterials have been developed. In a second step, the investigations were directed to the application of these nanoparticles to the evaluation of oil reservoirs, by monitoring the proton relaxation times, using nuclear magnetic resonance (NMR), and the consequent contrasting effects observed on the images, as a function of the magnetization and the concentration of these particles. Currently, NMR tools are being employed in the oil and gas sector for the evaluation and profiling of reservoirs. This fact has stimulated the use of such nanomaterials for improving the mapping of the fluids in porous media. Introduced as additives for fluid injection into reservoirs, they can enhance the imaging and also perform the rating of petrophysical parameters. Finally, the presence of carboxylic groups on the surface of the hydrophilic nanoparticles has been explored in studies of interaction with calcium carbonate, simulating a carbonaceous type reservoir. Based on electron microscopy (SEM) and confocal Raman microscopy, the presence of magnetic nanoparticles on the surface of the mineral matrix has confirmed the interaction of these particles with the CaCO3 surface. By developing the synthesis, characterization and application of superparamagnetic nanoparticles, this work provides a useful starting point for further research on the use nanoparticles, for solving problems and challenges in the oil and gas sector.

Made available in DSpace on 2014-12-17T14:08:34Z (GMT). No. of bitstreams: 1 AntonioRGpdf.pdf: 5141308 bytes, checksum: d76799635535d71b79841802f1a64db0 (MD5) Previous issue date: 2009-07-30 / Petr?leo Brasileiro SA - PETROBRAS / Exploration of heavy oil reservoirs is increasing every year in worldwide, because the discovery of light oil reservoirs is becoming increasingly rare. This fact has stimulated the research with the purpose of becoming viable, technically and economically, the exploration of such oil reserves. In Brazil, in special in the Northeast region, there is a large amount of heavy oil reservoir, where the recovery by the so called secondary methods Water injection or gas injection is inefficient or even impracticable in some reservoirs with high viscosity oils (heavy oils). In this scenario, steam injection appears as an interesting alternative for recover of these kinds of oil reservoirs. Its main mechanism consists of oil viscosity reduction through steam injection, increasing reservoir temperature. This work presents a parametric simulation study of some operational and reservoir variables that had influence on oil recovery in thin reservoirs typically found in Brazilian Northeast Basins, that use the steam injection as improved oil recovery method. To carry out simulations, it was used the commercial software STARS (Steam, Thermal, and Advanced Processes Reservoir Simulator) from CMG (Computer Modeling Group) version 2007.11. Reservoirs variables studied were horizontal permeability, vertical and horizontal permeability ratio, water zone and pay zone thickness ratio, pay zone thickness and thermal conductivity of the rock. Whereas, operational parameters studied were distance between wells and steam injection rate. Results showed that reservoir variables that had more influence on oil recovery were horizontal permeability and water zone and pay zone thickness ratio. In relation to operational variables, results showed that short distances between wells and low steam injection rates improved oil recovery / A cada ano tem ocorrido cada vez mais a explora??o de reservas de ?leo pesado em diversas regi?es do mundo. Isto tem sido feito porque ? cada vez mais rara a exist?ncia de jazidas petrol?feras de ?leos leves. Este fato tem impulsionado in?meras pesquisas em dire??o a tornar vi?vel, do ponto de vista operacional e econ?mico, a explora??o de tais reservas de ?leo. No Brasil, em especial na regi?o Nordeste, existe uma grande quantidade de reservat?rios de ?leos pesados, onde a recupera??o pelos m?todos ditos secund?rios inje??o de ?gua e gases mostram-se ineficientes ou at? invi?veis em alguns reservat?rios que apresentam ?leos de elevada viscosidade. Neste cen?rio, a inje??o de vapor surge como uma alternativa bastante interessante na recupera??o do ?leo desses tipos de reservat?rios. Seu principal mecanismo consiste na redu??o da viscosidade do ?leo por meio da inje??o de um fluido aquecido, no caso, vapor de ?gua, aumentando a temperatura do reservat?rio. Este trabalho apresenta um estudo param?trico das vari?veis de reservat?rio e operacionais que influenciam no fator de recupera??o de ?leo ao longo da vida produtiva do reservat?rio em reservat?rios delgados tipicamente encontrados em Bacias do Nordeste brasileiro, que utilizam a inje??o de vapor como m?todo avan?ado de recupera??o. O estudo foi conduzido atrav?s de simula??o num?rica, utilizando o programa STARS (Steam, Thermal, and Advanced Processes Reservoir Simulator) do grupo CMG (Computer Modelling Group) vers?o 2007.11. As vari?veis de reservat?rio compreenderam a permeabilidade horizontal, a raz?o entre a permeabilidade vertical e horizontal, a raz?o entre a zona de ?gua e a de ?leo, a espessura da zona produtora de ?leo e a condutividade t?rmica da rocha. Enquanto que os par?metros operacionais estudados foram a dist?ncia entre po?os e a vaz?o de inje??o de vapor. Os resultados obtidos mostraram que as vari?veis de reservat?rios que mais influenciaram no fator de recupera??o foram a permeabilidade horizontal e a raz?o entre a zona de ?gua e de ?leo. Com rela??o ?s vari?veis operacionais, menores dist?ncias entre po?os e vaz?es de inje??o melhoram o fator de recupera??o durante a vida produtiva do reservat?rio

Made available in DSpace on 2014-12-17T14:08:51Z (GMT). No. of bitstreams: 1 RutinaldoAN_DISSERT.pdf: 3892841 bytes, checksum: c2e0ab636612eb7f303f7c05dcbc863a (MD5) Previous issue date: 2012-08-28 / Como os recursos de hidrocarbonetos convencionais est?o se esgotando, a crescente demanda mundial por energia impulsiona a ind?stria do petr?leo para desenvolver mais reservat?rios n?o convencionais. Os recursos mundiais de betume e ?leo pesado s?o estimados em 5,6 trilh?es de barris, dos quais 80% est?o localizados na Venezuela, Canad? e EUA. Um dos m?todos para explorar estes hidrocarbonetos ? o processo de drenagem gravitacional assistido com inje??o de vapor e solvente (ES-SAGD Expanding Solvent Steam Assisted Gravity Drainage). Neste processo s?o utilizados dois po?os horizontais paralelos e situados verticalmente um acima do outro, um produtor na base do reservat?rio e um injetor de vapor e solvente no topo do reservat?rio. Este processo ? composto por um m?todo t?rmico (inje??o de vapor) e um m?todo misc?vel (inje??o de solvente) com a finalidade de causar a redu??o das tens?es interfaciais e da viscosidade do ?leo ou betume. O objetivo deste estudo ? analisar a sensibilidade de alguns par?metros operacionais, tais como: tipo de solvente injetado, qualidade do vapor, dist?ncia vertical entre os po?os, porcentagem de solvente injetado e vaz?o de inje??o de vapor sobre o fator de recupera??o para 5, 10 e 15 anos. Os estudos foram realizados atrav?s de simula??es concretizadas no m?dulo STARS (Steam Thermal, and Advanced Processes Reservoir Simulator) do programa da CMG (Computer Modelling Group), vers?o 2010.10, onde as intera??es entre os par?metros operacionais, estudados em um modelo homog?neo com caracter?sticas de reservat?rios semelhantes aos encontrados no Nordeste Brasileiro, foram observadas. Os resultados obtidos neste estudo mostraram que os melhores fatores de recupera??o ocorreram para n?veis m?ximos do percentual de solvente injetado e da dist?ncia vertical entre os po?os. Observou-se tamb?m que o processo ser? rent?vel dependendo do tipo e do valor do solvente injetado

A tese de doutorado tem como foco o desenvolvimento de nanopartículas superparamagnéticas (Fe3O4 - magnetita) hidrofílicas e lipofílicas aplicadas à nanotecnologia do petróleo. Inicialmente, os objetivos foram voltados para a elaboração e transferência de tecnologia envolvendo uma rota de síntese de nanopartículas lipofílicas, em escala semi-industrial. Para isso, foram realizados ensaios piloto num reator com capacidade de uma tonelada, visando a produção de nanopartículas magnéticas recobertas com ácido esteárico. Mais tarde, esse trabalho foi otimizado, permitindo sua execução em laboratório, prosseguindo depois, com um escopo mais amplo, incluindo a síntese de nanopartículas recobertas com polímero hidrofílico. Nesse sentido, foram desenvolvidas duas rotas inéditas para produção desses nanomateriais. Em um segundo estágio, as investigações foram voltadas para a utilização das nanopartículas sintetizadas, em estudos de avaliação das condições dos reservatórios de petróleo. Para isso, a técnica de ressonância magnética nuclear (RMN) foi explorada, monitorando o efeito da concentração dessas nanopartículas superparamagnéticas sobre o tempo de relaxação dos prótons, e o consequente efeito de contraste nas imagens em função da magnetização. A aplicação desse tipo de ferramenta (RMN) já vem sendo feita (sem nanopartículas magnéticas) pelas empresas prestadoras de serviço ao setor de petróleo e gás, na avaliação e perfilagem de reservatórios. Isso motivou o estudo dos nanomateriais magnéticos como sondas para melhorar o mapeamento de fluidos em meio poroso. Eles seriam aplicados como aditivos em fluidos de injeção em reservatórios, tanto para imageamento, como para a obtenção de parâmetros petrofísicos. Por fim, devido à presença de grupos carboxílicos na superfície das nanopartículas hidrofílicas, foram investigadas suas interações com microcristais de carbonato de cálcio, pensando no modelo de reservatório petrolífero do tipo carbonáceo. Explorando técnicas de microscopia eletrônica de varredura (MEV) e de microscopia Raman confocal, a presença das nanopartículas magnéticas sobre a superfície da matriz mineral foi constatada, confirmando sua interação efetiva com o CaCO3. Abordando a síntese, caracterização e aplicações das nanopartículas superparamagnéticas, esta tese proporciona uma base para estudos de aplicação de nanomateriais, assunto cada vez mais relevante, diante dos inúmeros problemas e desafios enfrentados pelo setor de petróleo e gás. / The Ph.D thesis is focused on the preparation of hydrophilic and lipophilic superparamagnetic nanoparticles (Fe3O4 - magnetite) for application in oil nanotechnology. The initial efforts have been directed to the upscaling of a laboratory route of synthesis of lipophilic nanoparticles, aiming technology transfer to the industry. Accordingly, a pilot process, involving a one ton reactor, has been tested for the production of magnetic nanoparticles coated with stearic acid. After this, the research has evolved, allowing the production in the laboratory scale, and continued, pursuing the development of nanoparticles coated with a hydrophilic polymer. Two new routes for the production of these nanomaterials have been developed. In a second step, the investigations were directed to the application of these nanoparticles to the evaluation of oil reservoirs, by monitoring the proton relaxation times, using nuclear magnetic resonance (NMR), and the consequent contrasting effects observed on the images, as a function of the magnetization and the concentration of these particles. Currently, NMR tools are being employed in the oil and gas sector for the evaluation and profiling of reservoirs. This fact has stimulated the use of such nanomaterials for improving the mapping of the fluids in porous media. Introduced as additives for fluid injection into reservoirs, they can enhance the imaging and also perform the rating of petrophysical parameters. Finally, the presence of carboxylic groups on the surface of the hydrophilic nanoparticles has been explored in studies of interaction with calcium carbonate, simulating a carbonaceous type reservoir. Based on electron microscopy (SEM) and confocal Raman microscopy, the presence of magnetic nanoparticles on the surface of the mineral matrix has confirmed the interaction of these particles with the CaCO3 surface. By developing the synthesis, characterization and application of superparamagnetic nanoparticles, this work provides a useful starting point for further research on the use nanoparticles, for solving problems and challenges in the oil and gas sector.

L’objectif général de cette thèse était d’améliorer l’utilisation des éléments de diagnostic des sites pollués par des hydrocarbures légers. En particulier, il s’agissait : • De valider la méthode d’estimation de la mobilité de l’huile dans le sol, en milieu hétérogène, appelée bail-down test. Et de définir quelle méthode d’interprétation est la plus adaptée. • Comprendre l’impact des variations de hauteur de nappe sur l’épaisseur d’huile mesurée dans les puits de surveillance et sur la mobilité de l’huile. Dans un premier temps, des simulations de bail-down tests ont été réalisées en laboratoire, sur un pilote radial, remplie d’une matrice homogène. Puis, un grand nombre de tests réalisés sur un terrain d’étude, a été interprété. Ces travaux ont permis de confirmer la validité des bail-down tests pour estimer la mobilité de l’huile dans le milieu. L’hypothèse principale pour expliquer la validité de ces tests, alors que les hypothèses théoriques ne sont à priori pas respectées lors des essais, réside dans la faible mobilité de l’huile liée à une viscosité élevée. Dans un deuxième temps, l’impact des variations de nappes a été suivi par des mesures manuelles et automatiques sur le terrain d’étude, pendant plusieurs mois. Ce suivi a permis de décrire de manière précise cet impact, qui est différent pour un hydrocarbure en nappe libre, ou en milieu confiné. Par ailleurs, un modèle a été développé et testé pour simuler les variations d’épaisseur d’huile en fonction des hauteurs de nappe. Ce modèle permet d’estimer l’épaisseur et la position de l’huile dans la formation, ainsi que sa conductivité hydraulique. Les conclusions de cette étude apportent des éléments importants pour améliorer les phases d’investigation de site pollués par des hydrocarbures légers, et pour optimiser l’utilisation des données collectées. Enfin, confirmant l’impact significatif des variations de nappe sur les épaisseurs d’huile dans les puits et en montrant la validité des bail-down tests pour estimer la mobilité de l’huile, cette étude montre la nécessité de baser le dimensionnement des réseaux d’extraction des hydrocarbures, non pas sur l’épaisseur, mais sur la mobilité du produit. / The overall objective of this thesis was to improve the use of investigation data from contaminated site with light hydrocarbons. In particular, this work focused on: • To confirm the validity of the method to estimate the oil mobility in the formation, for heterogeneous conditions, called bail-down test. And, to define which interpretation method is the most relevant. • To understand the impact of the groundwater table variations on the oil thickness in the monitoring wells, and on its mobility. First, bail-down test simulations were performed at laboratory scale, on a radial pilot, filled with homogeneous sand. Then, a significant number of tests were performed on a studied site and interpreted. This work allowed to confirm the bail-down test validity for estimating the oil mobility in the formation. The key assumption to explain why these tests are valid whereas some of the assumptions and boundary conditions are not met during the tests, is based on the low mobility of the oil due to its viscosity. Secondly, the impact of the groundwater table variations has been manually and automatically measured on the studied site, during months. These measurements allowed to describe in detail the impact, which is different between confined and non-confined oil conditions. In addition, a model has been proposed and tested to simulate oil thickness depending on groundwater table level. This model allowed to estimate the thickness and the position of the oil in the formation, and its hydraulic conductivity. Overall, this study gives key elements to improve the investigation phase of site contaminated with light hydrocarbons, and to optimize the use of the collected data. Last, confirming the significant impact of the groundwater table fluctuation on the oil thickness and the validation of the bail-down test to estimate the oil mobility, this study shows the need to consider the oil mobility rather than the oil thickness for designing an oil recovery project.

Submitted by Renata Lopes (renatasil82@gmail.com) on 2016-01-13T13:25:29Z No. of bitstreams: 1 pavelzenonsejaspaz.pdf: 1021401 bytes, checksum: 6c80da770310ced9141a330e3a4d4f9b (MD5) / Approved for entry into archive by Adriana Oliveira (adriana.oliveira@ufjf.edu.br) on 2016-01-25T17:32:38Z (GMT) No. of bitstreams: 1 pavelzenonsejaspaz.pdf: 1021401 bytes, checksum: 6c80da770310ced9141a330e3a4d4f9b (MD5) / Made available in DSpace on 2016-01-25T17:32:38Z (GMT). No. of bitstreams: 1 pavelzenonsejaspaz.pdf: 1021401 bytes, checksum: 6c80da770310ced9141a330e3a4d4f9b (MD5) Previous issue date: 2015-08-28 / CAPES - Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior / Neste trabalho apresentamos um estudo analítico sobre a recuperação de óleo pesado utilizando injeção de água, que é aquecida por meio de ondas eletromagnéticas de alta freqüência. Recentemente, foi feito um experimento (descrito em [12]), onde a água foi injetada num meio poroso, aquecida por meio de ondas eletromagnéticas. Os resultados do experimento mostram que o aquecimento mediante ondas EM melhora o deslocamento do óleo pela água. Desta maneira, apresenta-se a injeção de água com aquecimento por ondas EM como um método viável na recuperação de óleo. Consideraremos um modelo matemático simples descrevendo o experimento mencionado acima, que consiste de duas leis de balanço, uma para a energia e outra para a massa da água. O objetivo do trabalho é usar o Princípio de Duhamel e a Teoria das Leis de Conservação para encontrar soluções semi-analíticas deste modelo simplificado. Segundo [8], utilizamos o Princípio para achar a solução da equação de balanço de energia do tipo Convecção-Reação-Difusão para o problema de transporte de calor num meio poroso na presença de uma fonte de ondas eletromagnéticas. A equação de balanço para a massa da água é uma equação diferencial parcial não linear de primeira ordem do tipo Buckley-Leverett (Veja [4] e [7]). Ela será resolvida usando a Teoria das Leis de Conservação. Segundo [15], a solução deste problema contém ondas de rarefação e choque. / In this work, we present the results obtained by analytical study of heavy oil recovery by water flooding and electromagnetic (EM) heating of high frequency. Recently, an experiment was made, where water was injected into a porous medium, warmed by means of electromagnetic waves. The experiment results show that EM heating improves the displacement of oil by water. Thus, the water flooding combined with EM heating is a viable method for oil recovery. We consider a simple mathematical model describing this experiment consisting of two balance laws for energy and water mass. The goal is to use Duhamel’s Principle and the Theory of Conservation Laws to find semi-analytical solutions of this simplified model. We use the principle solve the energy balance equation of convection-reaction-diffusion type for heat transport problem in a porous medium in the presence of a source of electromagnetic waves. The balance equation for the mass of water is a nonlinear partial differential equation of first order of Buckley-Leverett type. It is solved using the Theory of Conservation Laws.

<p>Crude oil is a mixture of hydrocarbons so complex that it is predicted to comprise as many compounds as there are genes in the human genome. Developing methods to not only recover crude oil from the ground but also to convert crude oil into desirable products is challenging due to its complex nature. Thus, the petroleum industry relies heavily on analytical techniques to characterize the oil in reservoirs prior to enhanced oil recovery efforts and to evaluate the chemical compositions of their crude oil based products. Mass spectrometry (MS) is the only analytical technique that has the potential to provide elemental composition as well as structural information for the individual compounds that comprise petroleum samples. The continuous development of ionization techniques and mass analyzers, and other instrumentation advances, have primed mass spectrometry as the go-to analytical technique for providing solutions to problems faced by the petroleum industry. The research discussed in this dissertation can be divided into three parts: developing novel mass spectrometry-based methods to characterize mixtures of saturated hydrocarbons in petroleum products (Chapters 3 and 5), exploring the cause of fragmentation of saturated hydrocarbons upon atmospheric pressure chemical ionization to improve the analysis of samples containing these compounds (Chapter 4), and developing a better understanding of the chemical composition of crude oil that tightly binds to reservoir surfaces to improve chemically enhanced oil recovery (Chapter 6). </p>

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