Orientador: Paulo Roberto Ribeiro / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-26T01:53:08Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Grothe_ViniciusPerrud_M.pdf: 13157053 bytes, checksum: ca5b5de3f1248bcda2acaf689c74a79c (MD5) Previous issue date: 2000 / Resumo: A perda de fluido por filtração é um dos aspectos fundamentais no projeto e na execução de operações de fraturamento hidráulico. Este trabalho teve como objetivos: o estudo da filtração associada à propagação de fraturas hidráulicas geradas em laboratório; e a comparação entre dois métodos para a determinação de coeficientes de filtração (análises de NoIte e de curvas de volume de filtrado vs. tempo). Foram utilizados corpos de prova de rocha sintética e géis reticulados com diferentes concentrações de polímero. O simulador fisico é constituído por uma estrutura de reação projetada para corpos de prova cúbicos (lOxlOxIO) cm3, os quais foram submetidos a um estado tridimensional de tensões. Foram usadas diferentes vazões de injeção com o objetivo de investigar o efeito do cisalhamento sobre o coeficiente global de filtração. Foram geradas fraturas radiais horizontais com diâmetros próximos, recorrendo-se ao controle do tempo de propagação. Coeficientes de filtração obtidos via análise de Noite foram comparados com coeficientes provenientes de células de filtração estática, considerando-se condições experimentais similares. Os resultados foram discutidos, concluindo-se que a simulação fisica de fraturamento constitui uma ferramenta útil para a avaliação da eficiência de fluidos e que também pode fornecer estimativas de coeficientes de filtração. A metodologia utilizada no trabalho consistiu numa técnica relativamente simples para a comparação da eficiência de diferentes géis de fraturamento / Abstract: The fluid loss plays an important role in the design and placement of hydraulic fracturing treatments. The main objectives of this work were: the study of the fluid loss associated with the propagation of hydraulic fractures generated at laboratory; and the comparison of two distinct methods for estimating leakoff coefficients (NoIte analysis and the filtrate volume vs. square root oftime plot). Synthetic rock samples were used as well as crosslinked fluids in different polymer concentrations. The physical simulations comprised the confinement of cubic rock samples, (10x10xl0) cm3, in a load cell for the application of an in situ stress field. Different flow rates were employed in order to investigate shear effects on the overallleakoff coefficient. Horizontal radial fractures were hydraulically induced with approximate diameters, what was accomplished by controlling the injection time. Overall leakoff coefficients determined by means of NoIte analysis were compared to coefficients obtained from static filtration tests, considering similar experimental conditions. The research results indicated that the physical simulation of hydraulic fracturing may be regarded as an useful tool for evaluating the efficiency of fracturing fluids and that it can supply reliable estimates of fluid loss coefficients. The experimental methodology applied in this work turned out to be a considerably simple technique which allowed comparisons of fracturing gels pursuing different leakoff properties / Mestrado / Mestre em Engenharia de Petróleo

Orientador: Denis José Schiozer / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica / Made available in DSpace on 2018-08-20T08:15:37Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Paiva_HernaniPetroni_M.pdf: 4091307 bytes, checksum: 9c0f72cc029a22e1f5a96e7587ad9ab5 (MD5) Previous issue date: 2012 / Resumo: A recuperação de petróleo em reservatórios naturalmente fraturados apresenta-se como um risco de projeto, sobretudo em sistemas molháveis ao óleo ou com molhabilidade intermediária, já que a simulação utilizando deslocamento por injeção de água indica significativa redução da recuperação. As fraturas representam descontinuidades do meio poroso e possuem efeito capilar e condutividade hidráulica distintos, o que altera sensivelmente o comportamento do escoamento no reservatório, e também os mecanismos físicos envolvidos no processo de recuperação. A simulação de reservatórios fraturados é geralmente realizada com o modelo de dupla porosidade, que está implementado nos principais simuladores comerciais. Neste modelo os processos físicos envolvidos na recuperação são representados pela função de transferência entre matriz e fratura. No entanto, os simuladores comerciais utilizam diferentes funções de transferências com diferentes modelos para representar o processo de recuperação. Neste trabalho, foi construído um simulador de dupla porosidade no qual foram implementadas as funções de transferência de Kazemi et al. (1976), Sabathier et al. (1998) e Lu et al. (2008) para comparação dos resultados de recuperação utilizando deslocamento por injeção de água em sistemas molháveis ao óleo ou com molhabilidade intermediária. A comparação entre as funções de transferência foi realizada para diferentes combinações de processos físicos, mostrando que há significativo aumento de recuperação em sistemas molháveis ao óleo ou com molhabilidade intermediária, especialmente em reservatórios totalmente descontínuos quando o deslocamento ocorre por embebição concorrente, coerentemente com o resultado experimental de Firoozabadi (2000). As funções de transferência implementadas, associadas ao modelo de dupla porosidade, foram também comparadas a simuladores comerciais e a um modelo de fraturas discretas refinado, obtendo-se, entretanto, resultados distintos, mostrando que os diferentes modelos de função de transferência fornecem diferentes resultados. A injeção de água mostrou-se um método de recuperação efetivo mesmo em reservatórios totalmente descontínuos em sistemas molháveis ao óleo ou com molhabilidade intermediária quando há deslocamento por embebição concorrente com gradientes de pressão nos blocos de matriz suficientemente elevados. Os resultados são sensíveis aos parâmetros de caracterização e variam de acordo com o processo físico utilizado. Portanto, a caracterização de reservatórios naturalmente fraturados deve ser realizada levando-se em consideração os fenômenos físicos e os modelos utilizados para representá-los / Abstract: The naturally fractured reservoir recovery is a project risk specially in oil-wet or intermediate-wet systems because of the simulations results under waterflood displacement. Fractures are porous medium discontinuities with distinct capillarity and hydraulic conductivity properties that change the reservoir flow behaviour as well the physical mechanisms acting in petroleum recovery. Double-porosity models are generally used in fractured reservoir simulation and have been implemented in the major commercial reservoir simulators. The physical processes acting in petroleum recovery are represented in double-porosity models by matrix-fracture transfer functions. Commercial simulators have their own transfer function implementations, and as a result different kinetics and final recoveries are attained. In this work, a double porosity simulator was built with Kazemi et al. (1976), Sabathier et al. (1998) and Lu et al. (2008) transfer function implementations and their recovery results compared using waterflood displacement in oil-wet or intermediate-wet systems. The results of transfer function comparisons show recovery improvements in oil-wet or intermediate-wet systems under different physical processes combination, particularly in fully discontinuous porous medium when concurrent imbibition takes place, coherent with Firoozabadi (2000) experimental results. Furthermore, the implemented transfer functions, related to a double-porosity model, were compared to double-porosity commercial simulators models, as well a discrete fracture model with refined grid, showing differences between them. Waterflood can be an effective recovery method even in fully discontinuous media for oil-wet or intermediate-wet systems where concurrent imbibition takes place with high enough pressure gradients across the matrix blocks. These results are sensitive to reservoir characterization parameters whose sensitiveness depends on the physical process employed. Naturally fractured reservoir characterization must consider the physical phenomena occurring during recovery and the models used to represent them / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo