[pt] Campos de petróleo com gás não associado do tipo gás condensado possuem destaque pelo maior valor econômico agregado associado a seu recurso energético: a expressiva quantidade de condensado produzida, além do próprio gás. Porém, tais reservatórios possuem um comportamento termodinâmico particular, induzindo mudanças de composição e, consequentemente, fase ao longo do processo de produção por depleção. Nas condições de reservatório, por exemplo, pode ocorrer o fenômeno chamado de condensate blockage, em que bancos de condensado se formam, geralmente em regiões próximas aos poços, dificultando assim o escoamento e afetando a produção de gás. A fim de definirmos a melhor estratégia de gerenciamento de um projeto a ser implementado ao longo da explotação desse tipo de reservatório, uma ferramenta importante utilizada pelos engenheiros é a simulação numérica. Especialmente relacionadas à representação do fenômeno físico-químico citado, nas simulações se utilizam as curvas de permeabilidade relativa. Na realidade, porém, existe uma certa limitação de representatividade do fenômeno nos ensaios laboratoriais praticados pela indústria e os melhores insumos poderiam ser fornecidos por simulações em rede de poros, com modelos que representem a sua alteração com função das mudanças na tensão interfacial e na velocidade de escoamento ao longo do reservatório. A reprodução de uma simulação de escoamento em rede de poros para a escala mais próxima possível em uma simulação de simulador comercial de diferenças finitas é validada. Da simulação em rede de poros até a escala de campo praticada nas simulações de reservatórios, uma metodologia de scale-up é proposta, utilizando um processo de otimização, procurando ser fiel à curva de permeabilidade relativa original, em escala de microporo, obtida simulando fenomenologicamente o processo de condensação no reservatório, através de um modelo que reproduza sua dependência com a velocidade desenvolvida pelas fases em meio poroso. A comparação de produtividades na escala de campo e na evolução da saturação de condensado em regiões próximas aos poços foi apresentada para as três curvas de permeabilidade relativa utilizadas. Os resultados mostram que a metodologia proposta consegue ser mais fiel à influência da condensação no reservatório sobre a produtividade dos poços quando comparada ao insumo de curva de permeabilidade relativa de ensaio laboratorial que apresenta o condensado mais móvel. / [en] Oil fields with non-associated gas like gas condensate type stand out due to the higher added economic value associated with their energy resource: the significant amount of condensate produced, in addition to the gas itself. However, such reservoirs have a particular thermodynamic behavior, inducing changes in composition and, consequently, phase throughout the depletion production process. Under reservoir conditions, for example, the phenomenon called condensate blockage may occur, in which bridges of condensate are formed, usually in regions close to the wells, thus hindering flow and affecting gas production. In order to define the best management strategy for a project to be implemented throughout the exploitation of this type of reservoir, an important tool used by engineers is numerical simulation. The relative permeability curves are used in the simulations, especially related to the representation of the mentioned physical phenomenon. In reality, however, there is a specific limitation of representativeness of the phenomenon in the laboratory tests carried out by the industry, and the best inputs could be provided by simulations in a pore network, with models that represent its alteration as a function of changes in interfacial tension and flow velocity along the reservoir. The reproduction of a pore network flow simulation to the closest possible scale in a commercial finite difference simulation is validated. From the pore network simulation to the field scale practiced in reservoir simulations, a scale-up methodology is proposed, using an optimization process, seeking to be faithful to the original relative permeability curve, on a microporous scale, obtained by simulating phenomenologically the condensation process in the reservoir, using a model that reproduces its dependence on the velocity flow developed by the phases in a porous medium. The three relative permeability curves used were presented by comparing productivities at the field scale and the evolution of condensate saturation in regions close to the wells. The results show that the proposed methodology proves to be more faithful to the influence of condensation in the reservoir on the productivity of the wells when compared to the relative permeability curve input from the laboratory test, which presents the condensate with more mobility.

Submitted by Automa??o e Estat?stica (sst@bczm.ufrn.br) on 2017-11-03T20:19:55Z No. of bitstreams: 1 MarceloPenninckJunior_DISSERT.pdf: 4962702 bytes, checksum: a2db0f3ce929b06142a4528f4e7fc8ba (MD5) / Approved for entry into archive by Arlan Eloi Leite Silva (eloihistoriador@yahoo.com.br) on 2017-11-16T22:42:16Z (GMT) No. of bitstreams: 1 MarceloPenninckJunior_DISSERT.pdf: 4962702 bytes, checksum: a2db0f3ce929b06142a4528f4e7fc8ba (MD5) / Made available in DSpace on 2017-11-16T22:42:16Z (GMT). No. of bitstreams: 1 MarceloPenninckJunior_DISSERT.pdf: 4962702 bytes, checksum: a2db0f3ce929b06142a4528f4e7fc8ba (MD5) Previous issue date: 2017-07-25 / Coordena??o de Aperfei?oamento de Pessoal de N?vel Superior (CAPES) / As grandes reservas de ?leo leve encontradas em campos brasileiros tamb?m t?m uma quantidade significativa de CO2 dissolvido. Este CO2, quando produzido, pode ser tratado e liberado ou reutilizado como g?s de inje??o no processo de inje??o alternada de ?gua e g?s WAG-CO2. Neste contexto este estudo busca utilizar a inje??o WAG-CO2 imisc?vel em condi??es semelhantes ?s encontradas no campo Sergi-C da bacia de Buracica, alta press?o e baixa temperatura, para cria??o de um modelo de simula??o de reservat?rio onde ser?o analisados os par?metros ligados a histerese da permeabilidade relativa. Para isso foi modelado um ?leo leve, semelhante ao encontrado neste campo, um reservat?rio homog?neo com caracter?sticas semelhantes ao reservat?rio de Buracica, produzindo atrav?s de uma malha 5-spot invertida em um projeto de 20 anos. Dois modelos de histerese da permeabilidade relativa foram estudados, o modelo de Killough (1976) e o modelo de Larsen e Skauge (1998). Uma an?lise de cada par?metro desses modelos mostrou que em alguns casos, pode existir um fator de recupera??o de 98% de ?leo e em outros casos a histerese pode determinar um d?ficit na recupera??o de ?leo de mais de 20%. / The great reserves of light oil found on Brazilian fields also has a significative amount of CO2 dissolved. This CO2, when produced can be treated and released or reused on the process of water alternating gas injection WAG. In this context, this study use WAG-CO2 immiscible injection in similar conditions to those found on Sergi-C field, high pressure and low temperatures, to create a model for reservoir simulation where will be analyzed parameters of relative permeability hysteresis. For this was modeled a light oil, similar to this field, a homogeneous reservoir with similar characteristics to Buracica reservoir found on Bahia concave, producing from an inverted 5-spot mash with 20 years of project. Two models of relative permeability hysteresis were studied, Killough (1976) model and Larsen and Skauge (1998) model. An analyzis of each parameter of those models showed that, in a few cases, there can be an oil recovery factor up to 98% while at others, the hysteresis can determine a deficit on oil recovery of more than 20%.

[pt] Em reservatórios de gás retrógrado com pressões inferiores à pressão de orvalho, a produtividade dos poços pode ser comprometida devido ao aparecimento e acúmulo da fase líquida nas suas imediações. Este fenômeno é conhecido como bloqueio por condensação retrógrada e está associado à uma série de desafios para compreendê-lo. Um deles é a determinação da permeabilidade relativa das fases líquida e gasosa, que comumente advém de curvas de permeabilidade obtidas a partir da extrapolação de poucos dados experimentais. Dessa forma, elas tendem a não representar fielmente efeitos importantes para o escoamento, comprometendo a precisão da modelagem do fluxo no meio poroso. A fim de investigar o efeito das curvas de permeabilidade relativa sobre a formação de bancos de condensado, foi desenvolvido um modelo composicional em escala de reservatório para o estudo do escoamento de gás e condensado. Com o modelo, o uso de curvas de permeabilidade relativa obtidas através de simulação do escoamento de gás retrógrado na escala de poros e de correlações propostas na literatura foi avaliado. Considera-se: sistema isotérmico, escoamento bifásico e incorporação dos efeitos de forças capilares por meio do modelo de permeabilidade relativa. Equações de balanço molar e consistência de volume formam um sistema não linear resolvido pelo método de Newton que fornece pressão e número de mols de cada componente, em todos os volumes de controle do modelo, a cada passo de tempo. Para o equilíbrio de fases, a equação de Peng & Robinson foi implementada com uma rotina de flash a pressão e temperaturas constantes. O modelo foi validado contra a solução analítica para sistema monofásico e por fim, o simulador obteve a evolução temporal das curvas de pressão e saturação em função da distância do poço, a fim de comparar o efeito dos diferentes modelos de curvas de permeabilidade relativa na predição do bloqueio por condensado. Os resultados foram obtidos variando-se a permeabilidade absoluta do meio e a vazão de gás imposta no poço, e o impacto desses parâmetros no acúmulo de condensado foi avaliado. / [en] In gas-condensate reservoirs with pressures below the dew pressure, the productivity of wells can be compromised due to the accumulation of liquid in their surroundings. This phenomenon is known as condensate blockage and there are many challenges to understanding the formation of condensate banks. One of them is the determination of the relative permeability of the liquid and gas phases, which commonly comes from permeability curves obtained from the extrapolation of few experimental data. Thus, they tend not to reliably represent important effects for the flow, compromising the precision of the flow modeling in the porous medium. In order to investigate the effect of relative permeability curves on the formation of condensate banks, a reservoir-scale compositional model was developed for the study of flow of gas and condensate. With the model, the use of relative permeability curves obtained by simulating the gas-condensate flow at the pore-scale and with correlations proposed in the literature was evaluated. It is considered: isothermal system, two-phase flow and incorporation of capillary force effects through the relative permeability model. Molar balance and volume consistency equations form a nonlinear system solved by Newton s method that provides pressure and number of moles of each component, in all control volumes of the model, at each time step. For the phase equilibrium, calculations of the Peng & Robinson equation was implemented in a constant pressure and temperature flash routine. The model was validated against the analytical solution for single-phase flow and, finally, the simulator obtained the temporal evolution of the pressure and saturation as a function of the distance from the well, in order to compare the effect of different models of relative permeability curves in the prediction of condensate blockage. The results were obtained by varying the absolute permeability of the medium and the gas flow imposed in the well, and the impact of these parameters on the accumulation of condensate was evaluated.

[pt] Estima-se que 50 por cento das reservas mundiais de petróleo e gás sejam mantidas em reservatórios carbonáticos naturalmente fraturados. Um dos maiores desafios neste tipo de formações é a sua heterogeneidade. Além da presença de fraturas que conectam longitudinalmente o meio poroso, vugs em diferentes escalas e distribuições estão espalhados por toda a matriz porosa. Essas cavidades tornam as características do escoamento de fluidos significativamente diferentes daquelas dos reservatórios convencionais de estrutura porosa homogênea, e trazem a necessidade de avaliar propriedades petrofísicas equivalentes para o meio heterogêneo. Neste estudo, uma abordagem microfluídica é usada para determinar as curvas de permeabilidade relativa de água e óleo e os perfis de distribuição das fases em micromodelos 2D de meios porosos vugulares. Experimentos de injeção simultânea de água-óleo em estado estacionário foram realizados a diferentes fluxos fracionários de água, monitorando a dinâmica da queda de pressão e visualizando o deslocamento de fluidos na escala de poros. A aquisição de imagens em tempo real por microscopia de fluorescência permitiu examinar a evolução da saturação das fases. A comparação direta entre as curvas de permeabilidade relativa dos meios porosos vugulares com aquela da matriz porosa mostrou que a incorporação de vugs leva a (i) maior permeabilidade absoluta equivalente, especialmente com cavidades mais longas e em maior número, (ii) aumento da ocupação de óleo na matriz porosa, devido à invasão de água menos eficiente, e (iii) maior permeabilidade relativa à água, que flui preferencialmente pelo espaço vugular. Esses resultados são consistentes com a natureza molhável ao óleo dos micromodelos, uma vez que os vugs oferecem menor resistência capilar ao fluxo da fase não molhante. Nossa abordagem microfluídica de baixo custo provavelmente nos permitirá estudar sistematicamente configurações mais complexas de meios porosos heterogêneos / [en] It is estimated that 50 percent of world s oil and gas reserves are held in naturally fractured carbonate reservoirs. One of the biggest challenges in this type of formation is its heterogeneous nature. Besides the presence of fractures that longitudinally connect the porous medium, vugs at different scales and distributions are scattered throughout the porous matrix. These cavities cause fluid flow characteristics to significantly differ from those of conventional homogeneous pore structure reservoirs and bring the need to evaluate equivalent petrophysical properties of the heterogeneous medium. In this study, a microfluidic approach is used to determine the water and oil relative permeability curves and phase distribution profiles in 2D micromodels of vugular porous media. Steady-state water-oil injection experiments were performed in these devices at different fractional flows, while monitoring the dynamics of the pressure drop and visualizing the fluid displacement at the pore scale. Live-image acquisition through fluorescence microscopy made it possible to examine the evolution of the saturation of water and oil phases. The direct comparison between the relative permeability curves of well-characterized vugular porous media and their porous matrix showed that the incorporation of vugs leads to (i) higher equivalent absolute permeability, especially with longer cavities and higher vug density, (ii) increased oil occupancy in the porous matrix, due to less efficient water invasion into the porous matrix, and (iii) higher relative permeability to water, which flows preferentially through the vugular space. These results are consistent with the oil-wet nature of micromodels, since the vugs are offering less capillary resistance to the flow of the non-wetting phase. Our low-cost microfluidic approach will likely allow us to systematically study more complex vugular-fractured systems.