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Dissertação de mestrado integrado em Engenharia Eletrónica Industrial e Computadores, O desenvolvimento tecnológico dos motores de combustão interna tem sido crucial, permitindo um menor consumo de combustível, a diminuição na emissão de gases poluentes e uma melhor eficiência energética. Os sistemas de controlo eletrónico possibilitam uma maior flexibilidade para se controlar os sistemas de injeção de combustível, de ignição e de admissão, quando comparados aos sistemas mecânicos. Mesmo com sistemas de gestão eletrónica cada vez mais avançados, os motores continuam a apresentar uma eficiência relativamente baixa, contudo, várias tecnologias podem ainda ser estudadas e melhoradas de forma a contribuir para uma melhoria significativa na eficiência dos motores. Dado o objetivo de futuramente se realizar testes com injeção de água, que é um dos métodos que podem ser usados para aumentar a eficiência dos motores, este trabalho visa a implementação de um sistema de gestão eletrónica no motor utilizado e de um sistema que permita a gestão da injeção de água. Para isso foram estudados e selecionados os sensores, os atuadores, o controlador e as modificações necessárias para a gestão do motor, assim como o injetor e controlador necessários para o sistema de injeção de água. Com a gestão eletrónica do motor implementada é possível controlar tanto a dosagem de combustível como o avanço de ignição. O sistema de gestão da injeção de água implementado permite o controlo do início e da duração da injeção de água durante a realização de testes ao motor. O motor utilizado já se encontrava mecanicamente acoplado a um gerador síncrono, que foi utilizado como freio e o ajuste do binário de frenagem aplicada no eixo do motor foi feito através do controlo da potência na carga ligada ao gerador. Tanto para o acelerador como para o freio foi implementado um controlo "manual", que é gerido pelo utilizador, e um controlo "automático", que controla respetivamente o acelerador ou a potência na carga de forma a manter a rotação do motor constante., The technological development of internal combustion engines has been crucial, allowing for lower fuel consumption, lower emissions of pollutants and better energy efficiency. Electronic control systems allow greater flexibility to control fuel injection, ignition and intake systems when compared to mechanical systems. Even with more advanced electronic management systems, internal combustion engines continue to show relatively low efficiency, yet several technologies can still be studied and improved in order to contribute to a significant improvement in engine efficiency. Given the objective of future water injection tests, which is one of the methods that can be used to increase the efficiency of the motors, this work aims at the implementation of an electronic management system in the engine used and a system that allows the management of water injection. For this, the sensors, actuators, the controller and the modifications necessary for the management of the motor, as well as the injector and controller required for the water injection system, were studied and selected. With the electronic engine management implemented it is possible to control both the fuel dosage and the ignition advance. The implemented water injection management system allows control of the start and duration of water injection during engine testing. The engine was already mechanically coupled to a synchronous generator, which was used as a brake and the adjustment of the braking torque applied to the motor shaft was made by controlling the power on the load connected to the generator. For the control of both the throttle and the brake a "manual" control has been implemented, which is managed by the user, and an "automatic" control, which controls the throttle or the power in the load, respectively, in order to maintain a constant engine speed.

Submitted by Kilvya Braga (kilvyabraga@hotmail.com) on 2018-04-27T11:04:15Z No. of bitstreams: 1 BALBINA RAQUEL DE BRITO CORREIA - DISSERTAÇÃO (PPGEM) 2016.pdf: 6215965 bytes, checksum: 1bfd34b81d73a0bb406a5054fcdbdd3a (MD5) Made available in DSpace on 2018-04-27T11:04:15Z (GMT). No. of bitstreams: 1 BALBINA RAQUEL DE BRITO CORREIA - DISSERTAÇÃO (PPGEM) 2016.pdf: 6215965 bytes, checksum: 1bfd34b81d73a0bb406a5054fcdbdd3a (MD5) Previous issue date: 2016-08-16 CNPq A simulação numérica é uma ferramenta utilizada para modelar e estudar reservatórios de petróleo de forma a auxiliar na aplicação de métodos de recuperação suplementar. A injeção de água é o método mais utilizado na recuperação de óleo, devido ao baixo custo de processo, a disponibilidade da água e aos mecanismos de manutenção da pressão e deslocamento de óleo. O presente estudo objetivou estudar o escoamento de óleo e água em um reservatório de óleo pesado, homogêneo, com características do Nordeste brasileiro e modelagem do tipo Black oil, de formato irregular, com o intuito de avaliar o comportamento do reservatório e previsão da recuperação de óleo com a aplicação de injeção isotérmica de água. Para tanto, foi utilizado um simulador numérico, em linguagem C++, com solução das equações governantes pelo método dos volumes finitos e uso de coordenadas generalizadas, a partir de 30 anos de injeção de água, para estudar parâmetros de reservatório e operacionais e avaliar sua influência na recuperação de óleo. Foram realizadas simulações para deliberar sobre a malha do reservatório, estudo do passo de tempo mínimo utilizado nas simulações e efeito de diferentes valores de pressão inicial do reservatório. Dessa forma, foi definida uma malha com 100x50 volumes elementares e o modelo five-spot invertido para avaliar a influência de diferentes valores de permeabilidade absoluta da rocha, grau API do óleo e diferentes vazões de injeção de água, na recuperação de óleo. Foram realizadas análises da localização de poços na malha, a partir da distância entre poços injetores e produtores. A partir dos casos estudados e por meio de gráficos de Volume Poroso Injetado (VPI) versus Volume Poroso de Óleo Recuperado (VPOR), gráficos de Corte de água no tempo e mapas de saturação de água e pressão na formação produtora, ao longo tempo, foi identificado que, no processo de injeção de água, o aumento da permeabilidade absoluta influenciou negativamente e o aumento da vazão de injeção influenciou positivamente a recuperação do óleo, enquanto que o grau API não mostrou influência significativa. Em síntese, com o estudo da alocação dos poços na malha, verificou-se que os poços produtores mais distantes dos poços injetores apresentaram melhores resultados de recuperação de óleo e menor produção de água, pois, o aumento da vazão e a proximidade dos poços, aliada a maiores permeabilidades absoluta da rocha reservatório permitem a ocorrência de fingers viscosos e Breakthrough precoce, fenômenos que reduzem a eficiência do processo de injeção de água. Numerical simulation is a tool used for modeling and studying oil reservoirs in order to aid in applying additional recovery methods. Water injection is the most common method used in oil recovery due to the low cost process, the availability of water and pressure maintenance and oil displacement mechanisms. This study aimed to study the flow of oil and water in a homogeneous heavy oil reservoir, with Brazilian Northeast characteristics and black oil model, of irregularly form, with the purpose of evaluate the reservoir behavior and prediction of oil recovery due to application of the isothermal water injection. Thus, it was used a numerical simulator, in C++ code, with solution of the governing equations by the finite volume method and the use of generalized coordinates, from 30 years of water injection to study reservoir and opertaing parameters to assess into oil recovery influence. Simulations were accomplished to deliberate on the mesh of the reservoir, minimum time step of the study used in simulations and effects of different initial pressure values of the reservoir. A mesh with 100x50 elementary volumes was defined and inverted five-spot model to evaluate the influence of different absolute values of permeability rock, oil API gravity and different flow rates of water injection on the oil recovery. Wells location analyzes were conducted in the mesh, considering the distance between injection and producers wells. Based on the case studies and using graphs Volume Porous Injected (VPI) and Volume Porous Recovered oil (VPOR), water cut graphs, in time, and reservoir pressure and water saturation maps, over time, it was identified that the water injection process, the absolute permeability increasing have influenced negatively and injection flow rate increased have influenced positively on the oil recovery, while the API gravity has not shown significant influence. In conclusion, it was identified, with the study of allocation of wells in the mesh, that most distance form producing wells of injection wells showed better results on the oil recovery and and reduced water production, therefore, with increasing the flow rate and the proximity of the wells, it combined with larger absolute permeabilities of the reservoir rock, has allowed the occurrence of viscous fingers and early Breakthrough, phenomena which reduce the efficiency of the water injection process.

Submitted by Maria Medeiros (maria.dilva1@ufcg.edu.br) on 2019-09-19T11:22:47Z No. of bitstreams: 1 FRANCISCO ALVES BATISTA - TESE (PPGEP) 2011.pdf: 7613454 bytes, checksum: 6c8019934f37559432fcaa30aac210a1 (MD5) Made available in DSpace on 2019-09-19T11:22:47Z (GMT). No. of bitstreams: 1 FRANCISCO ALVES BATISTA - TESE (PPGEP) 2011.pdf: 7613454 bytes, checksum: 6c8019934f37559432fcaa30aac210a1 (MD5) Previous issue date: 2011-08-29 CNPq Este trabalho apresenta um estudo teórico do escoamento de duas fases (óleo e água) em meios porosos, com geometria irregular (reservatório de petróleo) incluindo o efeito da injeção de água sobre o fator de recuperação de óleo. O modelo matemático empregado é o Black-oil padrão na formulação de fração mássica. As equações governantes foram discretizadas em coordenadas generalizadas, via método dos volumes finitos na formulação totalmente implícita, implementadas num código computacional em linguagem C++ orientado a objeto. Diversos resultados das distribuições de pressão e de saturação, recuperação de óleo e corte de água obtida através de variações: taxa de fluxo de injeção de água, localização dos poços injetores e produtores, porosidade e viscosidade, são apresentados e analisados. Verificou-se que: aumentando a taxa de fluxo de injeção de água, percebe-se um aumento no percentual de água que começa a chegar aos poços produtores, na localização L2 o fluxo de água nos poços produtores é maior e a recuperação é menor quando comparada com a localização L1, quanto maior a porosidade menor o fluxo de água que chega aos poços produtores, com o aumento da viscosidade há uma diminuição na recuperação de óleo e um aumento de fluxo de água nos poços produtores. This paper presents a theoretical study of the flow of two phases (oil and water) in porous media with irregular geometry (oil reservoir) including the effect of water injection on oil recovery factor. The mathematical model used is the standard Black-oil in the formulation of mass fraction. The governing equations were discretized into generalized coordinates, via the finite volume method in the fully implicit formulation and implemented a computer code in C++ object-oriented. Several results of the distributions of pressure and saturation, oil recovery and water cut obtained by varying: the flow rate of water injection, location of injection wells and producers, porosity and viscosity, are presented and analyzed. It was found that: increasing the flow rate of water injection, one sees an increase in the percentage of water starting to reach the production wells, the location L2 flow of water in producing wells is greater and the recovery is lower when compared with the location L1, the higher the porosity the lower the flow of water that reaches the production wells, with the increase in viscosity is a decrease in oil recovery and an increased flow of water in wells producers. Keywords: Water

Water injection is the most widely used method for supplementary recovery in many oil fields due to various reasons, like the fact that water is an effective displacing agent of low viscosity oils, the water injection projects are relatively simple to establish and the water availability at a relatively low cost. For design of water injection projects is necessary to do reservoir studies in order to define the various parameters needed to increase the effectiveness of the method. For this kind of study can be used several mathematical models classified into two general categories: analytical or numerical. The present work aims to do a comparative analysis between the results presented by flow lines simulator and conventional finite differences simulator; both types of simulators are based on numerical methods designed to model light oil reservoirs subjected to water injection. Therefore, it was defined two reservoir models: the first one was a heterogeneous model whose petrophysical properties vary along the reservoir and the other one was created using average petrophysical properties obtained from the first model. Comparisons were done considering that the results of these two models were always in the same operational conditions. Then some rock and fluid parameters have been changed in both models and again the results were compared. From the factorial design, that was done to study the sensitivity analysis of reservoir parameters, a few cases were chosen to study the role of water injection rate and the vertical position of wells perforations in production forecast. It was observed that the results from the two simulators are quite similar in most of the cases; differences were found only in those cases where there was an increase in gas solubility ratio of the model. Thus, it was concluded that in flow simulation of reservoirs analogous of those now studied, mainly when the gas solubility ratio is low, the conventional finite differences simulator may be replaced by flow lines simulator the production forecast is compatible but the computational processing time is lower. A injeção de água é o método de recuperação suplementar mais difundido na maioria dos campos de petróleo, devido a vários motivos, como o fato de a água ser um eficiente agente deslocante de óleos com baixa viscosidade associado ao fato de ser relativamente fácil de injetar e de existir grande disponibilidade de água a um custo relativamente baixo de se obter. Para o dimensionamento de um projeto de injeção de água é necessário efetuar um estudo de reservatório com o objetivo de se definir os vários parâmetros necessários para aumentar a eficácia do método. Para este estudo podem ser utilizados vários modelos matemáticos classificados como analíticos ou numéricos. Este trabalho tem como objetivo efetuar uma análise comparativa entre os resultados apresentados por um simulador de linhas de fluxo e um simulador convencional por diferença finita, que são dois tipos de simuladores de fluxo baseados em métodos numéricos, para um modelo de um reservatório de petróleo leve submetido à injeção de água. Para tanto foram montados dois modelos de reservatório, sendo um modelo heterogêneo e outro homogêneo contendo valores médios das propriedades de rocha do primeiro modelo. Foram realizadas comparações dos resultados destes modelos considerando sempre as mesmas condições de operação. Em seguida foram alterados alguns parâmetros de fluido e de rocha em ambos os modelos e efetuadas novamente comparações de resultados. A partir do planejamento fatorial, realizado para a análise de sensibilidade dos parâmetros de reservatório, foram escolhidos alguns casos para efetuar análise da variação dos parâmetros operacionais escolhidos que foram a vazão de injeção de água e a localização dos canhoneados. Observou-se que os resultados entre os simuladores são bastante similares na maioria dos casos estudados, tendo sido encontrado divergências apenas nos casos em que há aumento na razão de solubilidade de gás do modelo. Desta maneira foi concluído que o simulador convencional por diferenças finitas pode ser substituído por um simulador por linhas de fluxo em reservatórios semelhantes ao estudado, quando a razão de solubilidade possui valores baixos, sem prejuízo aos resultados de produção e com menores tempos de processamento computacional. 2020-01-01

Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior Until the early 90s, the simulation of fluid flow in oil reservoir basically used the numerical technique of finite differences. Since then, there was a big development in simulation technology based on streamlines, so that nowadays it is being used in several cases and it can represent the physical mechanisms that influence the fluid flow, such as compressibility, capillarity and gravitational segregation. Streamline-based flow simulation is a tool that can help enough in waterflood project management, because it provides important information not available through traditional simulation of finite differences and shows, in a direct way, the influence between injector well and producer well. This work presents the application of a methodology published in literature for optimizing water injection projects in modeling of a Brazilian Potiguar Basin reservoir that has a large number of wells. This methodology considers changes of injection well rates over time, based on information available through streamline simulation. This methodology reduces injection rates in wells of lower efficiency and increases injection rates in more efficient wells. In the proposed model, the methodology was effective. The optimized alternatives presented higher oil recovery associated with a lower water injection volume. This shows better efficiency and, consequently, reduction in costs. Considering the wide use of the water injection in oil fields, the positive outcome of the modeling is important, because it shows a case study of increasing of oil recovery achieved simply through better distribution of water injection rates Até o início da década de 90, a simulação de fluxo em reservatório de petróleo basicamente utilizava a técnica numérica de diferenças finitas. Desde então, houve um grande desenvolvimento da tecnologia de simulação com base em linhas de fluxo, de modo que hoje ela tem sido usada em vários casos e se encontra adequada para representar os diversos mecanismos físicos que influenciam o fluxo de fluidos no reservatório, tais como compressibilidade, capilaridade e segregação gravitacional. A simulação baseada em linhas de fluxo é uma ferramenta que pode ajudar bastante no gerenciamento de projetos de injeção de água, pois fornece informações importantes não disponibilizadas através da simulação tradicional de diferenças finitas e mostra, de forma direta, a influência entre poço injetor e poço produtor. Este trabalho apresenta a aplicação de uma metodologia existente na literatura para otimizar projeto de injeção de água em um reservatório pertencente a um campo de petróleo da Bacia Potiguar que possui elevado número de poços. Esta metodologia considera modificações das cotas de injeção dos poços ao longo do tempo, com base nas informações disponíveis através da simulação por linhas de fluxo. Esta metodologia reduz as vazões de injeção dos poços de menor eficiência e aumenta as vazões de injeção dos poços mais eficientes. No modelo proposto, a metodologia se mostrou eficaz. As alternativas de otimização apresentaram uma maior recuperação de óleo associada a um menor volume de injeção de água. Isto demonstra uma melhor eficiência e, consequentemente, uma redução de custos. Considerando a ampla utilização da injeção de água em campos de petróleo, o resultado positivo da modelagem é importante, porque apresenta um estudo de caso de aumento da recuperação de petróleo, alcançado simplesmente através de uma melhor distribuição das vazões de injeção de água

Orientador: Denis Jose Schiozer Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica e Instituto de Geociencias Resumo: A injeção de água tem sido um método de recuperação de petróleo muito usado na industria do petróleo. Um dos principais problemas associados a este método e a perda da injetividade. Diferentes procedimentos tem sido propostos para minimizar os efeitos de tal perda, um dos quais e a injeção acima da pressão de fratura, que consiste em injetar água com pressão suficiente para criar canais de alta condutividade, com o objetivo de restaurar a injetividade inicial do poço. Este procedimento tem se mostrado viável, tendo como vantagem à manutenção da injetividade em valores similares aos iniciais, embora apresente dificuldade de modelagem e incertezas em relação à eficiência de varrido, ao comportamento da frente de avanço da fratura e a influencia desta na recirculação da água. Uma forma adequada de modelar esse fenômeno e a integração da geomecanica com a simulação de escoamento, mas este tipo de abordagem envolve maior custo computacional, alem de não ter sido completamente implementado em aplicações comerciais, o que dificulta aplicações praticas. Outras diferentes técnicas de simulação são usadas para modelar o fenômeno, tais como modificadores de transmissibilidade associados a refinamentos locais de malha. Neste trabalho, e proposta a simulação da fratura por meio do uso de um poço horizontal virtual, usando um simulador comercial de escoamento e um software para simulações de processos de faturamento hidráulico acoplados explicitamente. De inicio, modela-se a perda de injetividade num poço injetor de água e, junto com o modelo geomecanica de fratura, usam-se modificadores de transmissibilidade para modelar a fratura como modelo de referencia. Posteriormente, introduz-se um modelo de fratura representado por um poço horizontal virtual mediante programação em simuladores comerciais. Os resultados mostram que o poço horizontal virtual representa adequadamente o comportamento da fratura em relação ao modelo de modificadores de transmissibilidade, evitando necessidade de refinamentos locais, tornando-se uma ferramenta útil para simular casos de campo em grande escala. Palavras-Chave: simulação de reservatório; injeção de água; perda de injetividade; injeção de água acima da pressão de fratura; geomecanica. Abstract: Water injection has been the most used method to improve oil recovery. The main problem of this method, related directly with operational efficiency, is the injectivity loss which is the loss of capacity to maintain water injection rates due to formation damage. Different models have been proposed to minimize the injectivity loss effects due to its high economic impact on oil production. One of these methods is water injection above formation parting pressure. It consists in creating high conductivity channels inside the reservoir to restore or to increase well injectivity. This method has advantages associated with injectivity maintenance but it is difficult to model and it presents uncertainties in relation to sweep efficiency, to fracture tip behavior and its influence on the water re-circulation. One way to model the problem is the integration of geomechanical and flow simulation, but it requires a higher computation time and it has not been completely implemented in commercial simulators. Different techniques are used to model the water injection above formation parting pressure, such as transmissibility modifiers associated with local grid refinement. In this work, a methodology is proposed for fracture simulation using both numerical fluid flow and geomechanical simulators, coupled explicitly, using a virtual well to model the fracture. Initially, injectivity loss is modeled and, along with geomechanical fracture model, transmissibility modifiers are used to model the fracture. This model represents the reference fracture model. Then, the fracture is represented by a virtual horizontal well, allowing easy implementation into commercial simulators. The results show that the virtual horizontal well represents adequately the fracture's behavior given by the reference model, avoiding local grid refinement and, allowing full field scale simulations without simulation grid modification. Mestrado Reservatórios e Gestão Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo