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Steam assisted gravity drainage process (SAGD) involves two parallel horizontal wells located in a same vertical plane, where the top well is used as steam injector and the bottom well as producer. The dominant force in this process is gravitational. This improved oil recovery method has been demonstrated to be economically viable in commercial projects of oil recovery for heavy and extra heavy oil, but it is not yet implemented in Brazil. The study of this technology in reservoirs with characteristics of regional basins is necessary in order to analyze if this process can be used, minimizing the steam rate demand and improving the process profitability. In this study, a homogeneous reservoir was modeled with characteristics of Brazilian Northeast reservoirs. Simulations were accomplished with STARS , a commercial software from Computer Modelling Group, which is used to simulate improved oil recovery process in oil reservoirs. In this work, a steam optimization was accomplished in reservoirs with different physical characteristics and in different cases, through a technical-economic analysis. It was also studied a semi-continuous steam injection or with injection stops. Results showed that it is possible to use a simplified equation of the net present value, which incorporates earnings and expenses on oil production and expenses in steam requirement, in order to optimize steam rate and obtaining a higher net present value in the process. It was observed that SAGD process can be or not profitable depending on reservoirs characteristics. It was also obtained that steam demand can still be reduced injecting in a non continuous form, alternating steam injection with stops at several time intervals. The optimization of these intervals allowed to minimize heat losses and to improve oil recovery O processo de drenagem gravitacional com injeção contínua de vapor (SAGD) envolve dois poços horizontais paralelos localizados em uma mesma vertical, onde o poço superior é usado como injetor de vapor e o inferior como produtor. A força dominante neste processo é a gravitacional. Este método de recuperação avançada tem sido demonstrado ser economicamente viável em projetos comerciais de recuperação de petróleo pesado e extra pesado, mas ainda não foi implementado no Brasil. O estudo desta tecnologia em reservatórios com características das bacias regionais é necessário para analisar como se adéqua o processo para minimizar a demanda de vapor obtendo a maior rentabilidade do processo. Neste estudo foi usado um modelo homogêneo com características de reservatórios do Nordeste Brasileiro. As simulações foram realizadas em um programa comercial da Computer Modelling Group , o STARS , módulo usado para realizar estudos de métodos de recuperação avançada de reservatórios de óleo. Neste trabalho, foi realizada uma otimização do vapor em reservatórios com diferentes características físicas e em diferentes cenários, através de uma análise técnico-econômica. Também foi estudada a injeção de vapor semi-contínua ou com paradas. Os resultados obtidos mostraram que é possível utilizar uma equação simplificada do valor presente líquido, que incorpora os ganhos e gastos na produção de óleo e os gastos na injeção de vapor, para otimizar a demanda do vapor obtendo um maior valor presente líquido no processo. Observou-se que o método (SAGD) pode ser ou não rentável dependendo das características do reservatório. Encontrou-se também que a necessidade de vapor pode ainda ser diminuída utilizando esquemas de injeção de vapor com paradas em intervalos de tempo otimizados, e isto permitiu minimizar as perdas de calor e melhorar a recuperação.

Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior (CAPES) Hoje a indústria do petróleo está lidando com o reconhecimento e entrada de novas fontes de energia se tornando viáveis para a sociedade. Esse tipo de situação coloca a cadeia produtiva em estado de alerta e sua busca pela própria sobrevivência leva à necessidade de novas formas de manter suas atividades economicamente viáveis. Para tanto, a inovação está sendo uma nova meta dentro das metodologias de modo que novos pesquisadores precisam buscar na otimização de processos sua saída para as dificuldades enfrentadas. Métodos que aumentam a produção melhoram o fator de recuperação associado a um campo, mas podem ser extremamente onerosos e acabar por se fazer inviáveis. Nessa visão, novos métodos ou aqueles que foram, à princípio, ignorados, tomam novas perspectivas capazes de trazer de volta melhores dias de uma indústria consolidada. A injeção de glicerina, se prova uma alternativa clara de barateamento de produção visto que, comparada com a injeção de polímeros, tem um preço muito abaixo do seu valor agregado e por ser encontrado em diferentes formas, bruta e purificada, ainda abre mais o seu leque de aplicações. Com o objetivo de comparar essas técnicas mais avançadas com a mais simples e pioneira, a injeção de água, neste trabalho pode ser notado que existe, tecnicamente, uma vantagem na aplicação de métodos mais recentes. Sendo assim, esse trabalho foi desenvolvido buscando entender as características de cada técnica e o retorno associado usando a ferramenta de modelagem matemática, o software desenvolvido pela CMG. O argumento final na comparação de projetos se volta para a rentabilidade associada a cada um deles e, nesse contexto o VPL se apresenta como solução para a dúvida. Nessa comparação entre injeção de água, polímero e glicerina foi observado a firmação das técnicas mais tradicionais e como cada fluido utilizado onera a operação. Sendo assim, para um reservatório com as características do nordeste brasileiro, onde se encontra boa parte da indústria onshore nacional, e tomando as conclusões técnico-econômicas pode-se, através da fluidodinâmica computacional, resolver a questão que diz respeito ao futuro da indústria petrolífera. Currently the Petroleum industry is dealing with the acknowledgment and entrance of new sources of energy becoming viable for the society. This kind of situation puts this productive chain in a vigilant state and its own search for survival implicates in a need of new ways its activities remain economically viable. Therefore, the innovation has been a new goal inside the methodology that new eyes must go for the optimization of processes searching for the way out for this difficulty. Methods that recover petroleum increase the oil recovery factor associated with a field, but can be extremely burdensome and end up with a self-sabotage. With this in mind new methods or those who has been bypassed at first, exactly for these more traditional methods has had an advantage of the once lived scenario. The Glycerin injection, little observed during the golden years, proves itself a clear alternative of lowering the costs of the production once, compared to the polymer injection, this fluid has a price below its aggregated value and can be found in different forms, brute and purified, opening, even more, its range of applications. Comparing those, more advanced techniques with the most simple and pioneer one, the water injection, thought computational simulation, can be noted that, technically, an advantage in the application of more recently developed methods. With this, this work was developed in a search for the characteristics of each technic and its associated return with the use of mathematical modelling, the software of CMG. The final argument in the comparation of projects comes to the profitability associated to each one of them and, in this context the NPValue shows itself as a solution to this doubt. Comparing the water, polymer and glycerin injection was possible to see how the consolidation of the more traditional technics and how each fluid affects the operation financially. For that reason, for a reservoir with the Brazilian northeast characteristics, where can be found a good portion of the onshore industry, and taking as technical and economical conclusions can be, through computational fluid dynamics, solved the question about the future of petroleum industry.

Conselho Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico - CNPq Apesar de estar ocorrendo uma fase de transição energética no mundo, com o alto crescimento no interesse e no consumo de energias renováveis, o petróleo ainda continua sendo a principal matriz energética mundial. No Brasil, o petróleo corresponde a quase metade da oferta energética disponível o que deixa claro a importância da indústria petrolífera no país. A produção nacional de óleo e gás teve um incremento relevante nos últimos 21 anos e isso aconteceu principalmente pela produção do Pré-sal brasileiro. Devido ao grande potencial de produção do Pré-sal o Brasil é hoje um dos protagonistas na produção de óleo e gás no meio offshore. Uma característica pertinente do óleo produzido nessa província é a alta concentração de gás carbônico (CO2) na sua composição e isso motivou a injeção desse gás nos reservatórios de alguns campos, como o de Lapa. Nesse campo o método de injeção alternada de água e gás (WAG) já é utilizado com o intuito de evitar a emissão do CO2 para a atmosfera como também para facilitar a chegada do óleo nos poços produtores. Um método alternativo à injeção WAG e inovador que vem sendo estudado é a injeção alternada de gás e polímeros (PAG). Nesse contexto este trabalho teve como objetivo a aplicação da injeção PAG em um reservatório com características do Pré-sal através da simulação numérica, como também a comparação dos resultados entre as injeções PAG e WAG. Para simular os métodos em questão foi utilizado o simulador GEM da CMG (Computer Modelling Group). A obtenção dos parâmetros a serem utilizados na injeção PAG veio através da análise dos resultados da injeção contínua de CO2 e injeção contínua de polímeros separadamente. Em seguida as injeções PAG e WAG também foram simuladas tendo seus resultados comparados. Através da observação dos resultados obtidos, a injeção PAG mostrou-se tecnicamente melhor em relação à injeção WAG, aumentando a produção acumulada de óleo em 8,6% para um intervalo de injeção de 10 anos, em 11,1% para um intervalo de injeção de 4 anos e em 10,2% para um intervalo de injeção de 2 anos. Although a phase of energy transition is taking place in the world, with high growth in interest and consumption of renewable energies, oil is still the world's leading energy matrix. In Brazil, oil accounts for almost half of the available energy supply, which makes clear the importance of the oil industry in the country. National oil and gas production has had a significant increase in the last 21 years and this was mainly due to the production of Brazilian Pre-salt. Due to the great potential of pre-salt production, Brazil is today one of the protagonists in the production of oil and gas in the offshore environment. A relevant characteristic of the oil produced in this province is the high concentration of carbon dioxide (CO2) in its composition and this motivated the injection of this gas in reservoirs of some fields, such as Lapa. In this field the method of water alternating gas injection (WAG) is already used in order to prevent the emission of CO2 into the atmosphere as well as to facilitate the arrival of oil in producing wells. An alternative and innovative method to WAG injection that has been studied is polymer alternating gas injection (PAG). In this context, this work aimed to apply the PAG injection in a reservoir with pre-salt characteristics through numerical simulation, as well as the comparison of the results between the PAG and WAG injections. To simulate the methods in question, the GEM simulator from CMG (Computer Modeling Group) was used. The parameters to be used for PAG injection were obtained by analyzing the results of continuous CO2 flooding and continuous polymer flooding separately. Then the injections PAG and WAG were also simulated and their results compared. By observing the results obtained, the PAG injection was technically better than the WAG injection, increasing accumulated oil production by 8.6% over a 10-year injection interval, by 11.1% over a 4-year injection interval and 10.2% for a 2-year injection interval.

Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior - CAPES Um dos principais desafios da indústria petrolífera atualmente é melhorar a recuperação em campos terrestres. Das reservas em terra de hidrocarbonetos, uma porção significativa é composta por óleos pesados e extrapesados. Os métodos térmicos e os miscíveis auxiliam no aumento de produção de hidrocarbonetos pela redução da viscosidade, das forças capilares e da tensão interfacial. Eles podem ser combinados por meio da coinjeção de vapor e solvente. Uma das soluções mais versáteis para a recuperação de óleo pesado é a coinjeção cíclica de vapor e solvente, pois proporciona produção de volumes consideráveis e retorno do valor investido em um curto intervalo de tempo. O potencial de aumento no fator de recuperação pode ser maior que 5% e a redução de gases do efeito estufa de aproximadamente 25%. Por isto, este trabalho tem como objetivo avaliar tecnicamente e economicamente o processo de injeção cíclica de vapor e solvente em um reservatório de óleo pesado com características do nordeste brasileiro. As simulações foram realizadas em um programa comercial de modelagem de reservatórios de petróleo. Para esta análise, foram realizados um planejamento experimental completo 2x34 e outro planejamento 35 , variando fatores tais como: tipo de solvente, porcentagem molar do solvente, temperatura de injeção, vazão de injeção de fluidos (vapor e solvente), compressibilidade da rocha, tempo de injeção, tempo de soaking e duração dos ciclos. Foi realizado um estudo do comportamento da temperatura ao longo do poço (nos blocos) e das perdas de energia. Foi analisado o volume acumulado de óleo produzido. Os resultados obtidos mostraram que as variáveis analisadas que tiveram maior influência na produção acumulada de óleo foram a compressibilidade da formação, vazão de injeção, porcentagem de solvente, intervalo dos ciclos e duração da fase de injeção, sendo a compressibilidade a variável que mais influenciou. E dentre os três solventes utilizados (pentano, heptano e diesel), o heptano apresentou desempenho superior e os outros dois apresentaram desempenhos semelhantes. A temperatura ao longo do poço sofreu mais influência da vazão de injeção e maiores vazões proporcionaram maiores perdas de calor. A temperatura ao longo do poço foi diferente, sendo a parte superior mais aquecida, e ocorreram mudanças quando analisados períodos equivalentes de ciclos diferentes. A análise econômica mostrou que maiores quantidades de vapor e solvente tornam o projeto inviável economicamente. One of the main challenges facing the oil industry today is improving land field recovery. Of the hydrocarbon land reserves, a significant portion is made up of heavy and extraheavy oils. Thermal and miscible methods help to increase hydrocarbon production by reducing viscosity, capillary forces and interfacial tension. They can be combined by steam and solvent stimulation. One of the most versatile solutions for heavy oil recovery is cyclic steam and solvent stimulation, as it delivers sizable volumes and returns on a short time. Therefore, this work aims to technically and economically evaluate the cyclic steam and solvent coinjection process in a heavy oil reservoir with characteristics of Brazilian northeastern. The simulations were performed in a commercial oil reservoir modeling program. For this analysis, a complete 2x34 experimental design and a 3 5 design were performed, varying factors such as: solvent type, molar solvent percentage, injection temperature, fluid injection flow rate, rock compressibility, injection time, soaking time and duration of cycles. A study of the behavior of the temperature along the well (in the blocks) and the energy losses was performed. The accumulated volume of oil produced was analyzed. The results show that the analyzed variables that had the greatest influence on the accumulated oil production were formation compressibility, injection flow rate, solvent percentage, cycle interval and injection phase duration. The compressibility was the variable that influenced the most. And among the three solvents used (pentane, heptane and diesel), heptane presented superior performance and the other two presented similar performances. The temperature along the well was more influenced by the injection flow rate. The temperature along the well was more influenced by the injection flow, higher flow rates provided greater heat losses. The temperature along the well was different, with the upper part warmer and changes occurred when analyzing equivalent periods of different cycles. Economic analysis has shown that higher amounts of steam and solvent make the project economically unviable.

A grande existência de reservatórios contendo óleo pesado é uma realidade no Brasil e no mundo. Os reservatórios de óleo pesado apresentam dificuldades de produção, que estão associadas principalmente a alta viscosidade do óleo presente, fazendo com que se tenha uma baixa produtividade através de métodos de recuperações convencionais. A aplicação de métodos térmicos isolados, bem como em conjunto com métodos miscíveis, como a injeção de solvente, podem contribuir na produção, já que o aumento da temperatura promove a redução da viscosidade e o solvente ajuda na miscibilidade, reduzindo a tensão interfacial entre óleo/solvente. O presente trabalho teve como objetivo aplicar o processo da injeção de vapor, inicialmente alternando-se com solvente, em um modelo de reservatório homogêneo com características principais dos reservatórios da região do Nordeste brasileiro, em três óleos com viscosidades diferentes. Foram analisados alguns parâmetros operacionais, como: vazão de injeção de vapor, vazão de injeção de solvente, distância vertical entre os poços horizontais e tempo de alternância entre o vapor e o solvente, após, foi analisado o mesmo caso fixando a maior vazão de vapor injetada e a maior de solvente de forma contínua, também foi analisada a possibilidade de se injetar solvente apenas no inicio da produção. As simulações numéricas foram realizadas através do simulador térmico STARS da CMG (Computer Modelling Group). Os resultados mostraram a importância da distância vertical entre os poços e da vazão de injeção de vapor, observou-se também que quanto maior a viscosidade do óleo, menor foi a influência da injeção alternada de solvente no tempo, mostrando que o solvente possui uma maior solubilidade com o óleo mais leve estudado. The high existence of reservoirs containing heavy oil is a reality in Brazil and in the world. Heavy oil reservoirs have production difficulties, which are mainly associated with the high viscosity of the present oil, causing low production through conventional recovery methods. The application of thermal methods alone as well as in conjunction with miscible methods, such as solvent injection can contribute to the production, since the increase in temperature promotes the viscosity reduction and solvent helps in the miscibility by reducing the interfacial tension between oil and solvent. This study had as objective to apply the steam injection process, initially alternating with solvent, in a homogeneous reservoir model with main characteristics of the reservoirs of the Brazilian Northeast region, in three oils with different viscosities. Some operational parameters were analyzed, such as: steam injection flow, solvent injection flow, vertical distance between the horizontal wells and time of alternation between steam and solvent, after, it was analyzed the same case, fixing the highest injected steam flow and the highest solvent injection flow in the continuous mode, the possibility of injecting solvent only at the start of production was also analyzed. Numerical simulations were performed using the STARS thermal simulator from CMG (Computer Modelling Group). The results showed the importance of the vertical distance between the wells and the steam injection flow, it was also observed that the higher the viscosity of the oil, the lower the influence of the alternating solvent injection in time, showing that the solvent has a higher solubility with the lighter oil that was studied.

Conselho Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico - CNPq Os óleos pesados são mais difíceis de serem extraídos, necessitando da aplicação de métodos especiais de recuperação para possibilitar sua produção. A recuperação desse tipo de óleo pode ser incrementada por intermédio de processos térmicos, que consistem basicamente em aumentar a temperatura, reduzindo a viscosidade do óleo e melhorando o seu escoamento. O processo de Drenagem Gravitacional Assistida por Vapor, SAGD (do inglês “Steam-Assisted Gravity Drainage”), é um método já conhecido, provado e utilizado com sucesso em campos ao redor do mundo. A Combustão In-Situ é outro método térmico bastante consolidado. Buscando aperfeiçoar o SAGD, unindo as vantagens deste com os da Combustão In-Situ, foi proposto um novo método denominado “SAGDOX” (do inglês “Steam-Assisted Gravity Drainage with OXygen addition”), patenteado pela Nexen Inc., em 2013. O SAGDOX consiste basicamente em utilizar a estrutura de poços do SAGD, e injetar ar através de um poço injetor vertical, a fim de melhorar a recuperação do óleo. O método está atualmente em estágio de desenvolvimento, com experimentos laboratoriais e em testes de modelos físicos, não contando ainda com testes em campo ou poços-piloto. Nesse trabalho foi realizado um estudo paramétrico do processo SAGDOX aplicado a um reservatório homogêneo contendo óleo pesado, com características do nordeste brasileiro. Os experimentos foram realizados através do simulador computacional STARS, da Computer Modelling Group, considerando-se um tempo de projeto de 20 anos. Foi realizado um planejamento experimental e analisada a produção acumulada de óleo quando submetido a diferentes valores para os seguintes parâmetros operacionais: vazão de injeção de vapor, vazão de injeção de ar, distância entre os poços horizontais, distância do poço injetor de ar e completação do poço injetor de ar. A análise de sensibilidade indicou que todos os parâmetros foram estatisticamente significativos, com a distância entre os poços horizontais sendo o parâmetro mais influente. Injetar oxigênio puro, ao invés de ar, resultou em maiores fatores de recuperação (FR) para os casos analisados. O processo SAGDOX atingiu menores fatores de recuperação quando comparado ao SAGD tradicional, mas mostrou poder antecipar a produção de óleo. Heavy oil is more difficult to be extracted, it requires the application of enhanced oil recovery (EOR) processes in order to be produced. The recovery of this type of oil can be improved by thermal processes, that consist in elevating the temperature, causing oil viscosity reduction, allowing it to flow better. The Steam-Assisted Gravity Drainage (SAGD) is a well-known method, proved and successfully used around the world. In-situ combustion is another thermal process well consolidated. In order to improve SAGD performance, In-Situ combustion advantages were mixed with SAGD’s, proposing a new process called Steam-Assisted Gravity Drainage with Oxygen addition (SAGDOX), by Nexen Inc., in 2013. SAGDOX basically consists in using the wells structure of SAGD, and add a vertical air injector well, aiming to increase oil recovery. The process is in development stage, with laboratory experimentation and physical model tests, with no field testing or pilots yet. In this paper, it was developed a parametric study of SAGDOX process applied to a heavy oil reservoir, with characteristics from Northeast Region of Brazil. Experiments were conducted using STARS software, a thermal reservoir simulator by Computer Modelling Group, and the project total time was considered 20 years. Experiments were planned using Design of Experiments, and cumulative oil production was analyzed for different values for the following operational parameters: steam injection rate, air injection rate, distance between horizontal wells, distance of air injection well and air injector well completion. Sensibility analysis indicated that all parameters were statistically significant, being the distance between horizontal wells the most influent parameter. Further results indicated that is better to inject pure oxygen, instead of air, leading to higher oil recovery factors. The SAGDOX process reached lower oil recovery factors when compared to traditional SAGD but showed that it can anticipate oil production.

A indústria petrolífera possui uma significativa e importante parcela na matriz energética mundial com uma produção estimada de 1/3 da energia global. Com o elevado consumo mundial de petróleo, o gerenciamento dos recursos necessita ser melhor administrado a fim de reduzirem os impactos ambientais associados. Uma das principais preocupações ambientais associadas a exploração e produção dos campos de petróleo está relacionada a geração de água produzida de petróleo. A água produzida de petróleo constitui um desafio de natureza estratégica para as empresas, uma vez que gera a maior parcela dos resíduos da indústria do petróleo. Nessa perspectiva, este trabalho tem como objetivo avaliar o desempenho da sustentabilidade ambiental, a partir da geração de água produzida de petróleo, dos campos onshore das bacias petrolíferas costeiras do Brasil. Os dados foram disponibilizados pela ANP (Agência Nacional de Petróleo) em seu sítio eletrônico perfazendo um total de 156 campos pertencentes às bacias de Alagoas, Camamu, Espírito Santo, Potiguar e Sergipe. Os anos analisados foram 2014, 2015 e 2016. Os resultados foram apresentados em seis etapas: etapa I – apresentação dos resultados das estatísticas descritivas; etapa II – análise das regressões múltiplas; etapa III – aplicação da mediana; etapa IV – Análise da modelagem dinâmica (DDEA); etapa V - apresentação de uma análise gráfica bidimensional do DDEA; e, etapa VI - análise das regressões logísticas. Utilizaram-se dois testes estatísticos para validação das hipóteses: teste T e teste de Wald. Os resultados apresentaram efeito positivo das variáveis poços direcionais, poços verticais e idade, e, tendo essas duas primeiras, papel fundamental na determinação das eficiências ambientais. Os campos de petróleo produziram baixos índices de eficiência dinâmica tanto para o Grupo 1 (27,30%) quanto para o Grupo 2 (38,58%), representados por meio da representação gráfica bidimensional dinâmica e seus índices confirmados por meio da regressão logística. Os resultados autorizam dizer que há um mau gerenciamento dos recursos tecnológicos dos campos onshore das bacias costeiras brasileiras, provocando quantidades excessivas da água produzida de petróleo. The oil industry has a significant and important share in the world energy matrix with an estimated production of 1/3 of the global energy. With the high world oil consumption, resource management needs to be better managed in order to reduce the associated environmental impacts. One of the main environmental concerns associated with the exploration and production of oil fields is related to the generation of water produced from petroleum. The water produced from the production of oil and gas is a strategic challenge for companies, as it generates the largest share of waste from the oil industry. In this perspective, this work aims to evaluate the performance of environmental sustainability, based on the generation of oil produced water, from the onshore fields of the coastal oil basins of Brazil. The data were made available by the ANP (National Agency of Petroleum) in its electronic site making a total of 156 oilfields belonging to the basins of Alagoas, Camamu, Espírito Santo, Potiguar and Sergipe. The years analyzed were 2014, 2015 and 2016. The results were presented in six stages: stage I - presentation of the results of the descriptive statistics; stage II - analysis of multiple regressions; stage III - application of the median; stage IV - Dynamic modeling analysis (DDEA); Stage V - presentation of a two-dimensional graphical analysis of DDEA; and stage VI - analysis of logistic regressions. Two statistical tests were used to validate the hypotheses: T-test and Wald test. The expected results will help the managers in the managerial decision making from the model proposed for the petroleum sector. The results had a positive effect on the variables directional wells, vertical wells and age, and, with these two first ones, a fundamental role in the determination of the environmental efficiencies. The oilfields produced low rates of dynamic efficiency for both Group 1 (27.30%) and Group 2 (38.58%), represented by dynamic two-dimensional graphical representation and their indices confirmed by logistic regression. The results allow to say that there is a poor management of the technological resources of the onshore fields of the Brazilian coastal basins, causing excessive amounts of the oil produced water.

Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior (CAPES) No mundo, há inúmeros reservatórios de petróleo com um longo histórico de produção, mas sua produção foi interrompida porque atingiu o limite de sua viabilidade econômica, mesmo ainda tendo uma quantidade significativa de óleo. No nordeste brasileiro este histórico também se repete, pois nessa região apresenta uma longa produção de óleo pesado. O óleo contido nesses reservatórios possui alta viscosidade e uma baixa mobilidade, minimizando a eficiência de deslocamento no meio poroso, que pode ser mitigada pela aplicação de métodos térmicos e miscíveis para tornar possível a recuperação de óleo nesses locais. Um dos métodos promissores para a recuperação desse óleo é a injeção alternada de vapor e solvente que utiliza dois poços horizontais paralelos, onde o injetor é disposto acima do produtor, e a injeção ocorre sempre de maneira alternada. O vapor contribui com calor para redução da viscosidade do óleo e o solvente ajuda na miscibilidade, reduzindo a tensão interfacial entre óleo/solvente. Nesse estudo foi utilizado modelo discretizado, onde o poço é discretizado da mesma forma que o reservatório, sendo cada seção do poço tratada como um bloco de grade, com conexão interblocos com o reservatório. O presente trabalho tem como objetivo aplicar o processo da injeção de vapor alternada com solvente, em um modelo de reservatório homogêneo que contenha como características principais do reservatório as da região do nordeste brasileiro para verificar a otimização do método, minimizando a quantidade de solvente injetado, aumentando a produção de óleo. As simulações numéricas foram realizadas através do simulador térmico STAR da CMG (Computer Modelling Group). Os parâmetros operacionais analisados foram: vazão de injeção de vapor, vazão de injeção de solvente, distância vertical entre os poços, qualidade de vapor e tempo de alternância entre a injeção de vapor e solvente. Os resultados mostraram que altas vazões de injeção de solvente apresentam uma produção de óleo menor. Porém, com uma vazão de injeção de solvente menor foi possível otimizar o processo apresentando resultados bastante satisfatórios. In the world, there are countless oil reservoirs with a long production history, but their production was ended, because they reached the limit of their economic viability, even still having a significant amount of oil. In the northeast of Brazil, this history is also repeated, because in this region it presents a long production of heavy oil. The oil within those reservoirs has high viscosity and low oil mobility that minimizes the displacement efficiency in the porous media, but can be mitigated by the application of thermal methods and miscible methods to make possible improving oil recovery. One of the promising process for recovery of this oil is the steam and solvent alternate injection which uses two parallel horizontal wells, where the injection well is situated vertically above the production well, and the injection always occurs alternately. The steam adds heat to reduce the viscosity of the oil and solvent aids in reducing the interfacial tension between oil/solvent. In this study was used the discretized wellbore model, where the well is discretized in the same way that the reservoir and each section of the well treated as a block of grid, with interblock connection with the reservoir. The present study aims to apply the process of alternating steam and solvent injection, in a homogeneous reservoir model that contains as main characteristics of the reservoir those of the brazilian northeast region to verify the optimization of the method, minimized the amount of solvent injected, increasing oil production. The numerical simulations were performed using the STARS thermal simulator form CMG (Computer Modelling Group). The operational parameters analyzed were: the flow of solvent injection, the flow of steam injection, vertical distance between the wells, steam quality and time between alternated steam injection and solvent injection. The results showed that high solvent injection flow have a lower oil production. However, with a lower solvent injection flow it was possible optimize the process with very satisfactory results.

Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior (CAPES) As grandes reservas de óleo leve encontradas em campos brasileiros também têm uma quantidade significativa de CO2 dissolvido. Este CO2, quando produzido, pode ser tratado e liberado ou reutilizado como gás de injeção no processo de injeção alternada de água e gás WAG-CO2. Neste contexto este estudo busca utilizar a injeção WAG-CO2 imiscível em condições semelhantes às encontradas no campo Sergi-C da bacia de Buracica, alta pressão e baixa temperatura, para criação de um modelo de simulação de reservatório onde serão analisados os parâmetros ligados a histerese da permeabilidade relativa. Para isso foi modelado um óleo leve, semelhante ao encontrado neste campo, um reservatório homogêneo com características semelhantes ao reservatório de Buracica, produzindo através 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 análise de cada parâmetro desses modelos mostrou que em alguns casos, pode existir um fator de recuperação de 98% de óleo e em outros casos a histerese pode determinar um déficit na recuperação de óleo 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%.

Conselho Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico (CNPq) O cenário atual da indústria do petróleo envolve explorar e produzir reservas com desafios técnicos enormes. Desta forma, torna-se cada vez mais necessário o conhecimento dos mecanismos que impactam a produção do óleo. Um exemplo disso são as novas descobertas no mar brasileiro, como o pré-sal, composto por grandes acumulações de óleo leve, com alto valor comercial. Um fator determinante a ser considerado é o tipo de rocha reservatório predominante na formação destas reservas, que são rochas carbonáticas, principalmente o calcário, que em sua maioria apresenta molhabilidade favorável ao óleo, fator que diminui a recuperação do petróleo. Assim, estudos vêm sendo desenvolvidos com esse tipo de rocha visando inverter sua molhabilidade e melhorar a produtividade. Uma maneira de melhorar essas condições no reservatório é através dos métodos químicos envolvendo tensoativos, que pela sua natureza anfifílica, têm a capacidade de se adsorver em interfaces e superfícies de acordo com sua afinidade, diminuindo a energia livre interfacial, podendo inverter a molhabilidade da rocha, facilitando o fluxo de óleo e assim, melhorando sua recuperação. O objetivo desse trabalho foi estudar como diferentes tipos de tensoativos se adsorvem na rocha calcária, e se eram capazes de alterar sua molhabilidade. Para isso, foi utilizado o método de banho finito para três tensoativos: OCS (aniônico), C16TAB (catiônico) e ULTRANEX 110 (não iônico), variando-se parâmetros como a temperatura, a massa de adsorverte (calcário), tempo de contato e concentração de tensoativo. Também foram feitas análises de ângulo de contato para analisar a molhabilidade e de potencial zeta. O OCS foi o único tensoativo que apresentou adsorção significativa na rocha, possivelmente por apresentar íons opostamente carregados aos da rocha. O aumento da temperatura de 30°C para 50°C ocasionou decréscimo na capacidade de adsorção. O calcário in natura apresentou molhabilidade mista, com forte afinidade ao óleo, que após tratamento ocorreu diminuição da molhabilidade ao óleo, no entanto também diminuiu em relação à água. As medidas de potencial zeta mostraram que as atrações eletrostáticas desempenharam papel importante na adsorção, obtendo-se maior valor em módulo para o OCS. The current scenario of the oil industry involves exploring and producing reserves with big technical challenges, in this way, it becomes increasingly necessary to know the mechanisms that impact the oil production. An example of this is the new discoveries in the Brazilian sea, with the pre-salt, composed of large accumulations of high commercial value light oil. However, a determining factor to be considered is the type of reservoir rock predominant in the formation of its reserves. These rocks are composed almost of carbonates of calcium that form the carbonate rocks, mainly limestone, which in the majority of them are oil-wet, a factor that Decreases the recovery of oil. Thus, studies have been developed in this type of rock in order to reverse its wettability and improve productivity. One way of change the wettability of the reservoir is through the chemical methods involving surfactants, which by their amphiphilic nature have the ability to adsorb at interfaces and surfaces according to their affinity, reducing the free interfacial energy, which can reverse the wettability of the rock, facilitating the flow of oil and thus, improving its recovery. The objective of this work was to study how different types of surfactants adsorb in limestone, and if they were able to alter their wettability. For this, the finite bath method was used for three surfactants: OCS (anionic), C16TAB (cationic) and ULTRANEX 110 (nonionic), varying parameters such as temperature, adsorption mass (limestone), contact time and concentration of surfactant. Contact angle analysis was also performed to analyze wettability and zeta potential. OCS was the only surfactant that presented significant adsorption in the rock, possibly due to the presence of electrically charged ions. The increase in temperature from 30 ° C to 50 ° C caused a decrease in the adsorption capacity. The limestone in natura presented mixed wettability, with strong affinity to the oil, after treatment the wettability decreased to oil, however it also decreased in relation to water. The measurements of zeta potential showed that the eletrostatic attractions played an important role in the adsorption, obtaining greater value in the module for the OCS.

As novas tecnologias que utilizam a recuperação avançada de petróleo surgiram da necessidade de se retirar o óleo que ainda permanece no reservatório após a recuperação primária. O objetivo desses métodos é elevar o fator de recuperação do óleo. Dessa forma, alguns projetos passam a se tornar viáveis economicamente quando se utilizam esses métodos. Os métodos térmicos, dentre eles a injeção de vapor, promovem a recuperação do óleo através da inserção de energia térmica dentro do reservatório. O aumento da temperatura faz com que o óleo tenha a sua viscosidade reduzida, aumentando assim, seu deslocamento em direção aos poços de produção. O processo de drenagem gravitacional assistida por vapor (SAGD) é um método avançado de recuperação. Sua configuração apresenta dois poços horizontais paralelos, um acima do outro. O vapor é injetado de forma contínua ao longo do poço injetor, em seguida forma-se uma câmara de vapor que cresce até encontrar os limites do reservatório. Este óleo tem, então, sua viscosidade reduzida e, pela ação das forças gravitacionais, é drenado em direção ao poço produtor. Neste contexto, esta pesquisa teve como objetivo realizar um estudo de diferentes configurações de poços injetores no processo SAGD, considerando os efeitos das perdas de carga e calor no poço injetor em reservatórios do nordeste brasileiro. Um planejamento fatorial foi utilizado para verificar a influência dos parâmetros estudados no fator de recuperação. Foi realizada também uma análise técnico econômica das configurações dos poços injetores com a finalidade de analisar a rentabilidade dos projetos estudados. Para a realização das simulações numéricas foi utilizado o simulador térmico STARS da CMG (Computer Modelling Group). Os resultados mostraram que os poços injetores inclinados apresentaram uma menor produção em relação à configuração com poços horizontais. A configuração com poços injetores deslocados em relação ao poço produtor (W-SAGD), para vazões de injeção a partir de 100 ton/dia, levou a formação de uma câmara de vapor maior e mais eficiente. Foi observado também que a utilização de poços injetores verticais (V-SAGD), para maiores vazões de injeção de vapor, apresentou uma produção acumulada de óleo menor, porém, similar ao SAGD com poço injetor horizontal. Na análise econômica, o modelo SAGD apresentou os maiores VPLs. New technologies that use the enhanced oil recovery emerged the need to remove the oil that remains in the reservoir after primary recovery. The goal of these methods is to increase the oil recovery factor. Thus, some projects start to become economically viable when using these methods. The thermal methods, including steam injection, promote the recovery of oil through the thermal energy within the insert reservoir. The increased temperature causes the oil to have its viscosity reduced, thereby increasing its speed towards the production wells. The steam assisted gravity drainage process (SAGD) is an advanced method of recovery. Its configuration has two parallel horizontal wells, one above the other. The steam is injected continuously during the injection well, and then forms a steam chamber which grows to find the limits of the reservoir. This oil is then reduced its viscosity and, by the action of gravitational forces, it is drained toward the producing well. In this context, this study aimed to carry out a study of different configurations of injection wells in SAGD process, considering the effects of load loss and heat in the injection well in the Brazilian northeast reservoirs. A factorial design was used to investigate the influence of the parameters studied in the recovery factor. It also performed an economic analysis of the technical settings of injection wells in order to analyze the profitability of the projects studied. To perform the numerical simulations we used the thermal simulator CMG STARS (Computer Modelling Group). The results showed that the inclined injection wells had a lower production compared to the configuration with horizontal wells. A setting producer injectors offset from the well (W-SAGD) for injection flowrates from 100 ton/day, led to the formation of a vapor chamber larger and more efficient. It was also observed that the use of vertical injection wells (VSAGD), for larger flowrates, showed a lower cumulative production of oil, however, similar to SAGD injector well horizontally. In the economic analysis, the SAGD model showed the highest NPVs.

Grande parte das reservas de hidrocarbonetos atualmente existentes são formadas por óleos pesados e devido a sua alta viscosidade, os métodos convencionais não são capazes de desloca-los até o poço produtor de maneira satisfatória, deixando um grande volume de óleo retido no reservatório. Um dos métodos utilizados para a recuperação de óleo pesado é o método térmico, que tem como característica principal reduzir a viscosidade do óleo facilitando assim seu deslocamento até o poço produtor. Os métodos térmicos podem utilizar-se da injeção de energia em forma de calor no reservatório, onde faz com que a temperatura do óleo aumente, diminuindo assim sua viscosidade e consequentemente melhorando a sua mobilidade. O Nordeste Brasileiro possui principalmente muitos reservatórios de óleo pesado, onde é aplicado o método de injeção de vapor na forma contínua. A injeção contínua de vapor atua tanto termicamente como mecanicamente no reservatório, além do calor latente transmitido ao reservatório aquecer o óleo nele existente, proporcionando assim uma redução da sua viscosidade, ele o desloca até o poço produtor. O desempenho deste processo pode ser afetado significativamente por determinados parâmetros operacionais e geométricos do reservatório. O objetivo principal deste trabalho foi estudar diferentes distâncias entre poços no processo de injeção de vapor, aplicando-o em um reservatório semissintético com características semelhantes aos encontrados no Nordeste Brasileiro, além disso foi realizada uma análise econômica dos modelos estudados através do VPL (Valor Presente Líquido). Para realizar o trabalho foi utilizado um programa de simulação numérica de reservatórios da CMG (Computer Modeling Group), o software STARS (Steam, Thermal and Advanced Processes Reservoir Simulator). Verificou-se que, aumentando-se a vazão de vapor até um determinado valor, há um incremento na produção. Em relação às distâncias entre os poços, quanto menor, mais rápido o óleo atinge o poço produtor, além de atingir sua produção máxima antecipadamente em relação às maiores. Porém é indispensável analisar a viabilidade econômica do projeto, pois de acordo com os resultados uma maior produção não necessariamente acarretará em um melhor retorno financeiro. Some of the existing hydrocarbon reserves currently are comprised of heavy oils and due to its high viscosity, conventional methods are not able to move it until the well producer satisfactorily, leaving large volume of trapped oil in reservoir. One method for heavy oil recovery is the thermal method, which has a main characteristic reduce the oil viscosity facilitating its displacement to the well producer. The thermal methods heat back on energy injection in the form of heat in the reservoir, where it causes the oil temperature increase, reducing so his viscosity and therefore improving their mobility. The Brazilian Northeast has many mainly heavy oil reservoirs, where are implemented continuous steam injection method. The continuous steam injection acts both thermally as mechanically in the reservoir, beside the latent heat transmitted to heat the oil in the reservoir, thus providing a reduction in viscosity, it pushes up the production well. The performance of this process can be significantly affected by certain operating and geometric parameters of the reservoir. The main objective of this work was to study different distances between wells in the steam injection process, applying it in a semi-synthetic reservoir with characteristics similar to those found in Brazilian Northeast and to complete was realized an economic analysis of the models studied using of the NPV (Net Present Value). To do the work was used a numerical simulation program reservoirs of CMG (Computer Modeling Group), the STARS (Steam, Thermal and Advanced Process Reservoir Simulator) software. It was found that increasing the steam flow to a certain value there is an increase in oil production. About the distances, how smaller, faster the oil reaches the production well. However it is essential to analyze the economic feasibility of the project, because of according to the results the largest production not necessarily will bring in a better return.

A província pré-sal é composta por grandes acumulações de óleo leve, de excelente qualidade e com alto valor comercial, uma realidade que coloca o Brasil em uma posição estratégica frente à grande demanda de energia mundial. Nessa província encontram-se as maiores descobertas realizadas no mundo nos últimos dez anos; as áreas de Libra, de Franco e o Campo de Lula, todas com volumes superiores a 8 bilhões de barris de óleo recuperáveis. Para desenvolver e otimizar a produção desses campos, foi feito um estudo para escolha dos métodos de recuperação avançada, tendo como principais motivações a presença do dióxido de carbono (CO2) como contaminante e a decisão estratégica de não o descartar, combinada à alta RGO (razão gás-óleo) do fluido do reservatório. O método deveria tirar vantagem dos únicos recursos abundantes: a água do mar e o gás produzido. Dessa maneira, o processo de combinar esses recursos na injeção alternada de água e gás (WAG) passou a ser visto como uma boa opção. Nessa dissertação, foi desenvolvido um modelo de reservatório com características do pré-sal brasileiro, sendo aplicado o método de recuperação avançada de injeção alternada de água e gás. O potencial de produção desse reservatório foi analisado por meio de parâmetros como: fluido que inicia o processo de injeção, posição das completações dos poços injetores, bem como vazões de injeção de água e de gás e o tempo de ciclo de cada fluido injetado. Os resultados mostraram um bom desempenho do método WAG-CO2 miscível, com ganhos de até 26% no FR com relação a recuperação primária, já a aplicação da injeção de água e de gás, de maneira individual, não foi capaz de superar o patamar de 10% de ganho. O parâmetro de maior influência nos resultados foi o tempo de ciclo, com maiores valores de FR obtidos com a utilização dos menores tempos. The pre-salt province is composed by large amounts of light oil and with good quality, a reality that puts Brazil in a strategic position facing the great demand for energy worldwide. In this province are the largest discoveries in the world in the last ten years; areas as Libra, Franco and Lula field, everyone containing volumes greater than 8 billion recoverable oil barrels. To develop and optimize the production of these fields, a study was done for choosing the improved oil recovery methods. The main motivations were the presence of carbon dioxide (CO2) as a contaminant and the strategic decision of do not discard it, combined with high GOR (gas-oil ratio) of the reservoir fluid. The method should take advantage of the unique abundant resources: seawater and produced gas. This way, the process of matching these resources in the water alterning gas injection (WAG) became a good option. In this master’s dissertation, it was developed a reservoir model with average characteristics of the Brazilian pre-salt, where was applied the improved oil recovery method of water alternating gas. The production of this reservoir was analyzed by parameters as: the first fluid injected in the injection process, position of the injection wells completion, injection water and gas rate and cycle time. The results showed a good performance of the method, with up to 26% of gains in the recovery factor regarding the primary recovery, since the application of water injection and gas, individually, was not able to overcome 10 % of gain. The most influential parameter found in the results was the cycle time, with higher recovery factor values obtained with the use of shorter times.

A descoberta do pré-sal em 2006 trouxe novas expectativas para o futuro do setor petrolífero no Brasil. Porém, muitos desafios estão relacionados à atividade de exploração e produção daquela região, como por exemplo a perfuração de uma extensa camada de sal, questões de logística e a alta concentração de CO2 (entre 8% e 12%). Esse gás associado ao gás natural não pode apenas ser lançado para atmosfera por questões ambientais e, portanto, a reinjeção desse gás pode ser uma alternativa viável. O CO2 causa inchamento do óleo, reduzindo sua viscosidade e, portanto, facilita o fluxo de óleo para o poço produtor. Foi modelado um reservatório com características do pré-sal no simulador comercial da CMG (Computer Modelling Group). Foram analisados parâmetros como vazão de injeção, distância vertical entre os poços produtor e injetor, comprimento dos poços e distância do poço produtor à base do reservatório e como esses parâmetros influenciam no processo. O tempo total de projeto foi de 35 anos e as análise ocorreram para o primeiro ano de projeto, 2 anos 5, 15. 20 e 35 anos. O melhor caso conferiu um fator de recuperação de 60% e em todos os anos, a vazão de injeção foi o parâmetro que mais influenciou no projeto. Em seguida procedeu-se uma análise econômica para dois cenários: comprando CO2 e transportando através de um carboduto e reinjetando o mesmo no poço a partir da separação do gás da corrente de gás natural. A partir da viabilidade econômica dos dois projetos, foi analisado os impactos no VPL de osciclações dos componentes do fluxo de caixa . The Discovery of Pré-Sal (huge oil field located in a pre-salt layer undersea) in 2006 increased the persperctive of petroleum production to Brazil. Characterized as an light oil (28º - 30º API) comparing to the national average, many challenges were overcome to make the exploration economically viable. One of the problems found to produce oil from that region was the high percentage of carbon dioxide (between 8% and 12%), reaching 75% molar in some regions like Júpiter field. The alternative found was to reinject the carbon dioxide from the separation of the natural gás made on own production platform (an FPSO). The reinjection study was realized from the modeling of an light oil, with 8% of carbon dioxide, and an homogeneous oil reservoir, semi-synthetic, with similar characteristics to that region. It was implemented a Project with a time of 35 years and studied the following paramethers: Carbon dioxide flow rate, vertical distance between horizontal rigs used, distance from the rig to the base of the reservoir and the length of the producer rig to the injector rig. After choosing the best scenario, it was realized an analysis of the sensibility related to the injection flow rate reaching a fraction of recovered oil of 64%. In sequence, was realized an economic analysis from two cases: for the first one was admitted the purchase of carbon dioxide from an anthropogenic source and its transport to the platform made by a carboduct. The second case was considered the reinjection of produced gas by the rig from the process of membrane permeation with posterior reinjection. The first one obtained a maximum NPV (Net Present Value) of US$129.885.806,68 and the second one a maximum NPV of US$325.329.657,00. At last, was realized an uncertainty analysis towards the components values of the cash flow for both cases, verifying wich components is more sensitive to the NPV.

Devido aos grandes desafios encontrados na perfuração de poços, há uma necessidade de se desenvolver fluidos com propriedades adequadas e capazes de atender todas as exigências da perfuração. As propriedades físico-químicas e reológicas devem ser cuidadosamente controladas para que um fluido possa exercer todas suas funções. Nas perfurações onde as formações sensíveis a água e “offshore”, torna-se necessária a utilização de fluidos de perfuração base óleo, porém as argilas bentoníticas não podem ser usadas sem uma prévia mudança superficial para que suas superfícies se tornem hidrofóbicas. Ultimamente, as empresas de petróleo no Brasil utilizam argilas organofílicas importadas na preparação de fluidos de perfuração a base de óleo. O trabalho teve por objetivo modificar uma argila cálcica visando aumentar a afinidade da mesma pela fase orgânica de fluidos de perfuração a base de óleo, aplicando três tensoativos (OCS, CTAB e UTM 150) em diferentes concentrações. O resultados indicaram que os tensoativos UTM 150 e CTAB apresentaram resultados superiores quando comparados com OCS. Considerando o tipo de tensoativo e concentração como variáveis utilizadas na análise estatística, os resultados indicaram que somente a tensão superficial e concentração de óxido de cálcio como resposta no processo de organofilização apresentaram os efeitos estatisticamente significativos. A argila organofilizada apresenta potencial para aplicação em fluido de perfuração à base de óleo. Due to the great challenges encountered in drilling wells, there is a need to develop fluids with appropriated properties and able to meet all the requirements of drilling operations. The physicochemical and rheological properties must be carefully controlled so that a fluid can exercise all its functions. In perforations sensitive to contact with water and "offshore", it becomes necessary the use of oil based drilling fluids, but the bentonite clay cannot be used without a previous surface modification so that their surfaces become hydrophobic. Lately, the oil companies in Brazil use imported organoclays in the preparation of oil-based drilling fluids. The study aimed to modify a calcium clay to increase the affinity of the same organic phase of oil-based drilling fluids, applying three surfactants (OCS, CTAB and UTM 150) at different concentrations. The results indicated that the surfactants UTM 150 and CTAB showed better results compared to OCS. Considering the type of surfactant and concentration as variables used in the statistical analysis, the results indicated that only the surface tension and concentration of calcium oxide in response to organophilization process showed statistically significant effects. The organophilizated clay has potential for application in oil-based drilling fluids.

A exploração de reservas de hidrocarbonetos pesados e extrapesados é de interesse primordial para muitas companhias de petróleo, uma vez que, a magnitude desses recursos representa parte da energia mundial. A produção de óleo pesado, a partir de depósitos subterrâneos, é complexa, até mesmo sob as melhores circunstâncias, devido principalmente à elevada viscosidade do óleo. Para melhor desenvolver o processo de produção, tornando-o eficiente, de maneira que os fluidos que não seriam produzidos consigam chegar à superfície, foram desenvolvidos métodos de recuperação convencionais e especiais, para obtenção de um maior fator de recuperação e, consequentemente, uma maior lucratividade na operação de explotação dessas jazidas. Para reduzir a alta viscosidade e as elevadas tensões interfaciais, foram desenvolvidos os métodos térmicos. Nesse trabalho, simulou-se a injeção continua de vapor, com poços injetores verticais e horizontais, para desenvolver um reservatório com características do Nordeste brasileiro, de óleo pesado, através da condução dos fluidos produzidos com poço horizontal. Foram feitas análises técnicas e econômicas dos modelos que diferiam quanto às suas restrições e arranjos estruturais do sistema. Na configuração horizontal se observou a influência da vazão de injeção, da distância vertical e da distância lateral sobre o fator de recuperação. Na configuração vertical se analisou a influência da vazão de injeção, da completação dos injetores, da distância lateral e da quantidade de poços injetores sobre o fator de recuperação. Diante dos modelos proposto, analisou-se a produção acumulada de óleo, o Volume Poroso Injetado, a formação das câmaras de vapor e o Valor Presente Líquido. Tecnicamente, os modelos em que se injetou vapor com poços verticais obtiveram maior fator de recuperação de óleo, já os modelos horizontais se sobressaíram economicamente. The reserves exploration of heavy and extra heavy hydrocarbon is of prime interest to many oil companies, since the magnitude of these resources the magnitude of these resources still stands out on the global and Brazilian energy matrix. The production of heavy oil, from the underground deposits is complex, even on the best of circumstances, mainly due to the high viscosity of the oil. To further develop the process of production, making it efficient, so that the fluids that would not be produced get to reach the surface, complementary recovery methods and advanced were developed to obtain a higher recovery factor and, hence, greater profitability in operation exploitation of these deposits. To combat the high viscosity and high interfacial tensions, thermal methods were developed. In this work, the steam injection continues was simulated in vertical and horizontal injection wells, to develop a reservoir with characteristics of the Brazilian Northeast of heavy oil, by conducting fluid produced with horizontal well. Technical and economic analyzes were made of the models that differ in their structural constraints and system arrangements. In horizontal configuration was observed the influence of the injection flow, of the vertical distance and of the lateral distance over the recovery factor. In vertical configuration was analyzed the influence of the injection flow, of the injection wells completion, of the lateral distance and the amount of injection wells over the recovery factor. Faced the proposed models, was analyzed the cumulative oil production, the Pore Volume Injected, the formation of steam chambers and the Net Present Value. Technically, the models in which steam is injected with vertical wells had higher recovery factor of oil, since the horizontal models stood out economically.

No Brasil, em especial no Nordeste, há grande ocorrência de reservatórios contendo óleos pesados. Um dos processos promissores para a recuperação desse óleo é a drenagem gravitacional assistida com vapor e solvente (ES-SAGD) que utiliza dois poços horizontais paralelos, onde o injetor é disposto acima do produtor. A realização do processo se dá mediante a injeção de um aditivo de hidrocarboneto em baixa concentração em conjunto com vapor. O vapor contribui com calor para redução da viscosidade do óleo e o solvente ajuda na miscibilidade, reduzindo a tensão interfacial entre óleo/solvente. A principal força atuante neste processo é a gravitacional e a transferência de calor ocorre por meio da condução, convecção e pelo calor latente do vapor. A mobilidade do fluido deslocado é então melhorada, implicando num aumento do fator de recuperação. Para melhor compreender esse processo foi realizado um estudo numérico utilizando o método ES-SAGD num reservatório 2D, onde se verificou a sensibilidade de alguns parâmetros operacionais (temperatura, vazão de injeção de vapor, qualidade do vapor, tipo de solvente injetado, porcentagem de solvente e distância vertical entre o poço produtor e injetor) sobre o fator de recuperação. Foi encontrado que o solvente melhora a produção do óleo. Contudo, dependendo da distância vertical entre os poços e a quantidade de vapor injetado, não existe a antecipação do banco de óleo como observados em outros trabalhos, mostrando a importância da análise destes parâmetros. Com isso foi realizado a análise energética para diferentes distâncias verticais, constatando que quanto maior a distância vertical maior a perda energética e maior o fator de recuperação. Além de ter constatado que a adição de solvente ao sistema faz com que as perdas energéticas para as camadas sobrejacentes e subjacentes diminuam. Neste estudo, foram utilizados modelos semissintéticos, porém com dados de reservatório com características semelhantes ao do Nordeste Brasileiro. As simulações foram realizadas no módulo STARS (Steam, Thermal and Advanced Process Reservoir Simulator) do programa da CMG (Computer Modelling Group), versão 2014. No Brasil, em especial no Nordeste, há grande ocorrência de reservatórios contendo óleos pesados. Um dos processos promissores para a recuperação desse óleo é a drenagem gravitacional assistida com vapor e solvente (ES-SAGD) que utiliza dois poços horizontais paralelos, onde o injetor é disposto acima do produtor. A realização do processo se dá mediante a injeção de um aditivo de hidrocarboneto em baixa concentração em conjunto com vapor. O vapor contribui com calor para redução da viscosidade do óleo e o solvente ajuda na miscibilidade, reduzindo a tensão interfacial entre óleo/solvente. A principal força atuante neste processo é a gravitacional e a transferência de calor ocorre por meio da condução, convecção e pelo calor latente do vapor. A mobilidade do fluido deslocado é então melhorada, implicando num aumento do fator de recuperação. Para melhor compreender esse processo foi realizado um estudo numérico utilizando o método ES-SAGD num reservatório 2D, onde se verificou a sensibilidade de alguns parâmetros operacionais (temperatura, vazão de injeção de vapor, qualidade do vapor, tipo de solvente injetado, porcentagem de solvente e distância vertical entre o poço produtor e injetor) sobre o fator de recuperação. Foi encontrado que o solvente melhora a produção do óleo. Contudo, dependendo da distância vertical entre os poços e a quantidade de vapor injetado, não existe a antecipação do banco de óleo como observados em outros trabalhos, mostrando a importância da análise destes parâmetros. Com isso foi realizado a análise energética para diferentes distâncias verticais, constatando que quanto maior a distância vertical maior a perda energética e maior o fator de recuperação. Além de ter constatado que a adição de solvente ao sistema faz com que as perdas energéticas para as camadas sobrejacentes e subjacentes diminuam. Neste estudo, foram utilizados modelos semissintéticos, porém com dados de reservatório com características semelhantes ao do Nordeste Brasileiro. As simulações foram realizadas no módulo STARS (Steam, Thermal and Advanced Process Reservoir Simulator) do programa da CMG (Computer Modelling Group), versão 2014.

Com um número crescente de campos maduros, a recuperação de óleo pesado tem se apresentado um dos grandes desafios do setor petrolífero. O Nordeste Brasileiro, por exemplo, possui inúmeros reservatório de óleo pesado que possam vir a ser explorados com a utilização de métodos térmicos. Dentre os tipos de métodos utilizados para óleos pesados, destaca-se o método da combustão in-situ, uma técnica no qual o calor é produzido dentro do reservatório, diferente da injeção de fluido aquecido em que o calor é gerado na superfície e transportado para o reservatório. Neste tipo de processo, é comum utilizar poços verticais como injetores e produtores. Contudo, métodos que utilizam poços horizontais como produtores de óleo são cada vez mais estudados devido à maior área de contato entre a formação e a frente de combustão. Sendo assim, o objetivo principal do presente trabalho foi estudar as diferentes configurações de poços (CIS, THAITM e CAGD) no processo de combustão in-situ, na recuperação de óleo, utilizando um reservatório semissintético com características do Nordeste Brasileiro. O método “toe-to-heel air injection” (THAITM) é um processo de recuperação de petróleo avançado, que consiste na integração da combustão in-situ com os avanços tecnológicos na perfuração de poços horizontais. Este método utiliza poços horizontais como produtores de óleo, mantendo poços injetores verticais para a injeção de ar. O processo de drenagem de óleo por diferencial gravitacional assistida com combustão (CAGD) é um sistema integrado, nesta configuração o poço injetor horizontal é perfurado na parte superior de formação,com um poço horizontal produtor na seção inferior. As simulações foram realizadas em um programa comercial de processos térmicos, denominado “STARS” (Steam, Thermal, and Advanced Processes Reservoir Simulator), da empresa CMG (Computer Modelling Group). Foi realizada uma análise da vazão de injeção de ar e verificou-se que cada método possuía um limite máximo de injeção para o modelo base, mostrando que passando desse limite de injeção de ar, havia redução da produção acumulada de óleo. Foram realizadas análises dos parâmetros operacionais: vazões de injeção, configuração e completação dos poços. Na análise de sensibilidade foi encontrado que a vazão de injeção de ar apresentou maior influência no método THAI, já no método CIS a completação dos poços foi o parâmetro mais influente e no CAGD a configuração de poços foi o que apresentou maior influência na fração recuperada. Os resultados econômicos mostraram que o melhor caso obtido foi o método CAGD,pois, apesar de possuir maior custo inicial, foi o que apresentou melhor retorno financeiro quando comparado com os melhores casos do CIS e THAI. With an increasing number of mature fields, heavy oil recovery has performed one of the great challenges of the oil industry. The Brazilian Northeast, for example, has numerous heavy oil reservoirs are explored with the use of thermal methods. Among the types of methods used for heavy oil, there is the method of in-situ combustion, a technique in which heat is produced within the container, unlike the injection of heated fluid when the heat is generated at the surface and transported to the reservoir. In this type of process, it is common to use vertical wells as injectors and producers. However, methods which use horizontal wells like oil producers are increasingly studied because of greater contact area between the formation and combustion front. Thus, the main objective of this work was to study the different configurations of wells (CIS THAITM and CAGD) in the process of in-situ combustion in oil recovery using a semi-synthetic tank with Brazilian Northeast features. The method "toe-to-heel air injection" (THAITM) is a process of enhanced oil recovery, which is the integration of in-situ combustion with technological advances in drilling horizontal wells. This method uses horizontal wells such as oil producers, keeping vertical injection wells for injecting air. The oil drain process by differential gravitational assisted with combustion (CAGD) is an integrated, in this configuration the horizontal injector well is drilled at the top formation with a horizontal production well in the lower section. The simulations were performed in a commercial program of thermal processes, called "STARS" (Steam, Thermal, and Advanced Processes Reservoir Simulator), the company CMG (Computer Modelling Group). An analysis of the air flow injection was performed and it was found that each method had a maximum injection to the base model, a show that through this air injection limit was reduced cumulative production of oil. Analyses of operating parameters were used: injection flow, configuration and completion of wells. In the sensitivity analysis we found that the air injection flow showed greater influence on THAI method, since the CIS method the completion of the wells was the most influential parameter and CAGD configuration wells showed the greatest influence in the recovered fraction. The economic results have shown that the best case obtained in CAGD method because, despite having higher initial cost showed the best financial return compared to the best cases the CIS and THAI.

A injeção de vapor é um método de recuperação de petróleo realizado injetando vapor diretamente no poço até o reservatório. O vapor provoca a dilatação do revestimento, que após a redução na temperatura tende a voltar às dimensões iniciais, provocando a formação de trincas no cimento e perda de isolamento hidráulico. Neste contexto, o Látex do tipo SBR é utilizado para melhorar a flexibilidade da matriz do cimento reduzindo as falhas por fadiga. Para evitar estas falhas, os parâmetros de resistência mecânica devem ser rigorosamente ajustados às condições do poço. Para o estado fresco, as pastas de cimento devem permanecer fluidas e homogêneas, durante o bombeio, para que seu deslocamento não comprometa a janela operacional do poço. Este trabalho tem como objetivo estudar o comportamento mecânico de sistemas de pasta de cimento Portland, aditivadas com Látex SBR, para cimentação de poços de petróleo sujeitos à injeção de vapor. Através do planejamento fatorial composto central foi estudado o comportamento da resistência à compressão API variando a densidade da pasta entre 1,75g/cm³ (14,6 lb/Gal) e 1,89 g/cm³ (15,8lb/Gal), o tempo de cura entre 4 dias e 28 dias e concentração de Látex SBR entre 0 L/m³ e 534,722 L/m³ (0 gpc e 4 gpc). Os resultados apontam que o com o aumento da concentração do látex SBR, dentro os intervalos determinados, ocorreu uma diminuição significativa da resistência à compressão pelo aumento da capacidade de deformação elástica da pasta. A partir dos resultados obtidos é possível determinar melhores condições de formulação de pastas aplicáveis em operações de cimentação de poço de petróleo sujeito à injeção de vapor. Steam injection is an oil recovery method accomplished by introducing steam directly into the oil well to the reservoir. The steam causes dilation of the casing, which, after reduction in temperature, tends to return to the initial dimensions: causing the formation of cracks in the cement and loss of hydraulic isolation.. In this context, the type of the SBR latex is used to improve the flexibility of the cement matrix by reducing the amount of fatigue failure. To prevent these failures, the mechanical resistance parameters should be carefully adjusted to well conditions. This work aims to study the mechanical behavior of cement slurry systems additivated with SBR latex for cementing oil wells subject to steam injection. Through the central composite factorial design was studied the behavior of the compressive strength by varying the density of the paste between 1.75 g /cm³ (14.6 lb/ Gal) and 1.89 g/cm³ (15,8lb / Gal), curing time between 4 days and 28 days and concentration of SBR Latex between 0 L / m³ and 534.722 L / m³ (0 gpc and 4 gpc). The results showed that increasing the concentration of SBR latex, within the given ranges, there was a decreased compression resistance and elastic modulus by increasing the elastic deformability of the slurry. From the results it can determine best slurries formulation conditions in oil well cementing operations subject to steam injection.

Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior (CAPES) No mundo, há inúmeros reservatórios de petróleo com um longo histórico de produção, mas sua produção foi interrompida porque atingiu o limite da sua viabilidade econômica, mesmo ainda tendo uma quantidade significativa de óleo. No Brasil destaca-se o Rio Grande do Norte, com uma longa produção de óleo pesado através de poços onshore. Ó óleo contido nesses reservatórios possuem alta viscosidade e uma baixa mobilidade, minimizando a eficiência de deslocamento no meio poroso, que pode ser mitigada pela aplicação de métodos térmicos para tornar possível melhorar a recuperação de óleo nesses locais. Entre os métodos térmicos, o processo de combustão in-situ com poços horizontais pode ser uma alternativa para a recuperação de óleo pesado. No Brasil, o processo de combustão in-situ com poços verticais foi testado em dois projetos pilotos, nos campos de Carmópolis e Buracica. Entretanto, esses projetos foram malsucedidos devido ao alto risco de explosão provenientes da presença de oxigênio no poço produtor. Por isso, a importância de se estudar a aplicabilidade do processo de combustão in-situ com os avanços tecnológicos na perfuração de poços horizontais, verificando sua viabilidade nos campos petrolíferos do estado do Rio Grande do Norte. Assim, esta pesquisa teve como objetivo a avaliação da produção de oxigênio e de petróleo no processo de combustão in-situ através de poços horizontais. Para isto, foi considerado um reservatório semissintético, com características semelhantes àquelas encontradas no Nordeste Brasileiro. Todos os resultados foram obtidos utilizando um software térmico comercial. A injeção de ar foi analisada de forma contínua e intermitente. A taxa de injeção de ar quando injetada de forma contínua apresentou influência sobre a produção acumulada de óleo, e foi identificada uma taxa máxima de injeção de ar, 35.000 m³STD/dia, como maior nível a possibilitar aumento na recuperação de óleo. Para essa taxa máxima de injeção foi observado um incremento na taxa de oxigênio no poço produtor, atingindo até 8,9% sobre o fluxo de gás ao término da produção. Para os casos com injeção intermitente de ar, foi observado, com ciclo de 1 e 2 anos, uma redução no percentual de oxigênio produzido, mostrando que sua aplicação pode vir a ser viável tecnicamente. Ao final, com a aplicação da injeção alternada ar e vapor não foi observado redução no percentual de oxigênio produzido, inviabilizando sua aplicação. No mundo, há inúmeros reservatórios de petróleo com um longo histórico de produção, mas sua produção foi interrompida porque atingiu o limite da sua viabilidade econômica, mesmo ainda tendo uma quantidade significativa de óleo. No Brasil destaca-se o Rio Grande do Norte, com uma longa produção de óleo pesado através de poços onshore. Ó óleo contido nesses reservatórios possuem alta viscosidade e uma baixa mobilidade, minimizando a eficiência de deslocamento no meio poroso, que pode ser mitigada pela aplicação de métodos térmicos para tornar possível melhorar a recuperação de óleo nesses locais. Entre os métodos térmicos, o processo de combustão in-situ com poços horizontais pode ser uma alternativa para a recuperação de óleo pesado. No Brasil, o processo de combustão in-situ com poços verticais foi testado em dois projetos pilotos, nos campos de Carmópolis e Buracica. Entretanto, esses projetos foram malsucedidos devido ao alto risco de explosão provenientes da presença de oxigênio no poço produtor. Por isso, a importância de se estudar a aplicabilidade do processo de combustão in-situ com os avanços tecnológicos na perfuração de poços horizontais, verificando sua viabilidade nos campos petrolíferos do estado do Rio Grande do Norte. Assim, esta pesquisa teve como objetivo a avaliação da produção de oxigênio e de petróleo no processo de combustão in-situ através de poços horizontais. Para isto, foi considerado um reservatório semissintético, com características semelhantes àquelas encontradas no Nordeste Brasileiro. Todos os resultados foram obtidos utilizando um software térmico comercial. A injeção de ar foi analisada de forma contínua e intermitente. A taxa de injeção de ar quando injetada de forma contínua apresentou influência sobre a produção acumulada de óleo, e foi identificada uma taxa máxima de injeção de ar, 35.000 m³STD/dia, como maior nível a possibilitar aumento na recuperação de óleo. Para essa taxa máxima de injeção foi observado um incremento na taxa de oxigênio no poço produtor, atingindo até 8,9% sobre o fluxo de gás ao término da produção. Para os casos com injeção intermitente de ar, foi observado, com ciclo de 1 e 2 anos, uma redução no percentual de oxigênio produzido, mostrando que sua aplicação pode vir a ser viável tecnicamente. Ao final, com a aplicação da injeção alternada ar e vapor não foi observado redução no percentual de oxigênio produzido, inviabilizando sua aplicação.

Em 2006, a Petrobras anunciou a descoberta do campo de Tupi, na Bacia de Santos, que concentra uma grande quantidade de petróleo abaixo da camada de sal, conhecida como camada pré-sal. Essa descoberta possui grandes volumes de óleo leve (28º a 30º API), com alto conteúdo de gás, próxima aos centros consumidores mais importantes do Sudeste do Brasil e tendo os testes de formação dos primeiros poços apresentado altas vazões, sem indicação de barreiras. Apesar dessa descoberta ser muito importante, a Petrobras e seus parceiros reconhecem que ela representa um cenário desafiador, por estar localizada em torno de 300km da costa, em condições adversas para sua produção. Examinando possíveis métodos de recuperação avançada aplicáveis àquelas condições, considerou-se que a presença de dióxido de carbono (CO2) poderia ser vantajosa, se combinada com a água do mar, no processo de injeção alternada de água e gás (WAG), que passou a ser visto como uma boa opção. Nesse contexto, esta pesquisa teve como objetivo a realização da avaliação de várias técnicas de injeção de CO2 e água, em reservatórios com características do pré-sal brasileiro. Para tanto, foi modelado um óleo leve, semelhante aos óleos encontrados na camada do pré-sal, e um reservatório homogêneo, semissintético, também de características semelhantes aos reservatórios carbonáticos daquela região, produzindo através de uma malha five-spot, em um tempo de projeto de 12 anos. Inicialmente, foram realizados testes injetando apenas água e depois CO2. Com base nesses testes, foram avaliadas quatro variações do WAG, sendo as duas primeiras com injeção alternada dos fluidos e as demais com injeção contínua. Ao final, verificou-se que a injeção alternada de água e gás, iniciada com água, é a opção com maior recuperação de óleo, que alcançou 91,34% no melhor caso. Quando iniciado com injeção de gás, o mesmo processo se torna mais rápido para intervalos mais curtos, mas não resulta na mesma eficiência. Por fim, os processos com injeção contínua apresentam resultados mais rápidos que a injeção individual dos fluidos, mas o resultado final do CO2 é superior.

Apesar do aumento da conscientização da sociedade com relação aos danos causados ao meio ambiente decorrentes da utilização de combustíveis fósseis, o petróleo deverá ocupar uma posição relevante na matriz energética mundial e nacional durante muito tempo. No Brasil em 2050 aproximadamente 50,6% da matriz energética ainda será composta por petróleo, derivados e gás natural. Com o aumento do grau de explotação dos campos ao redor do mundo, estudos sobre novas tecnologias que proporcionem o aumento do fator de recuperação e da rentabilidade dos campos de petróleo são cada vez mais necessários. Aproximadamente 0,3 x 1012 m³ de óleo leve e médio deverão permanecer nos reservatórios ao redor do mundo após a recuperação secundária. Os métodos de EOR (Enhanced Oil Recovery) são aplicados nesta fase de produção do campo, objetivando mobilizar o óleo residual. Tipicamente, o óleo residual representa de 60% a 90% de todo o óleo remanescente, enquanto os outros 40% a 10% permanecem nas áreas não varridas do reservatório. O método de injeção de solução polimérica em reservatórios de petróleo objetiva a correção da razão de mobilidades água/óleo e incremento da eficiência de varrido do óleo. O método de injeção da solução ASP objetiva além do incremento da eficiência de varrido, a mobilização de óleo residual através da redução da tensão interfacial entre a água e o óleo, com incremento da eficiência de deslocamento. Neste estudo, estes dois métodos foram avaliados em reservatórios portadores de óleo médio, em avançado estágio de injeção de água. Um modelo homogêneo de reservatório foi submetido a 3 anos de produção primária e posteriormente a 20 anos de injeção de água, a partir deste ponto foram selecionadas 3 variações deste modelo para o estudo das técnicas de injeção de polímero e de solução ASP. As simulações de fluxo foram realizadas através de um simulador numérico com suporte para métodos químicos. Os resultados para o processo de injeção de polímero mostraram pequenas variações com relação à injeção de água, em termos de fator de recuperação do óleo e redução do corte de água produzida. Foi observado que o processo cumpriu com o objetivo da correção da razão de mobilidades água/óleo, entretanto as baixas injetividades obtidas comprometeram os resultados do método. Já a aplicação do processo de injeção da solução ASP, nos dois reservatórios de melhor condição permoporosa, mostrou incrementos nos fatores de recuperação de 30,7% e 25,2% em relação à injeção de água, além da queda no corte de água produzida de 8,1% e 11,4%. Para o reservatório de condições permoporosas ruins, o método foi comprometido pelas baixas injetividades obtidas e trouxe fatores de recuperação do óleo mais baixos que a injeção de água. Foi possível observar que o processo cumpriu com os objetivos de melhora nas eficiências de varrido e de deslocamento do óleo nas áreas atingidas pelo banco de injeção para os três reservatórios estudados.

A combustão in situ (CIS) é o método de recuperação térmico mais antigo. Este método consiste na queima parcial do óleo in situ, cujo objetivo é gerar uma frente de combustão que ajude no movimento do óleo. Essa frente de combustão aquece as zonas próximas, logrando a redução da viscosidade do óleo e permitindo o seu deslocamento até o poço produtor. Apesar de parecer um processo fácil, a combustão in situ engloba uma série de mecanismos complexos que mesmo na atualidade a torna difícil de representar através de modelos analíticos, físicos e de simulação numérica. O objetivo do trabalho é analisar e determinar os parâmetros que têm influência no processo, destacando a cinética (energia de ativação, coeficiente de Arrhenius e porcentagem de craqueamento para a produção de coque durante o processo) de três diferentes modelos de reações químicas e da vazão de injeção do ar. Para verificar a aplicabilidade do processo no Brasil foi realizado um estudo de simulação em reservatórios de óleo pesado com características do Nordeste Brasileiro. As simulações foram realizadas utilizando o módulo “STARS” da “Computer Modelling Group”, com o objetivo de realizar estudos de métodos de recuperação avançada de óleo. Dentre todos os parâmetros analisados, a energia de ativação-fator pré-exponencial apresentou a maior influência, ou seja, quanto menor o valor da energia de ativação-fator pré-exponencial maior a fração de óleo recuperada. A porcentagem de craqueamento mostrou uma forte influência no processo, devido a que enquanto menor for a quantidade de coque formado maior é volume de óleo recuperado. In situ Combustion (CIS) is the oldest thermal method of oil recovery. This method consists of partial combustion of in situ oil, its goal is to generate a combustion front that helps to move the oil. This combustion front will heat the surrounding areas, achieving a reduction in oil viscosity and allowing its displacement into the production well. It may seem a simple process, however in situ combustion involves a series of complex mechanisms that difficult until today its representation through analytical models, physical models and numerical simulation. The aim of this investigation is to analyze and determine the parameters that influence the process, highlighting the kinetics of the process (activation energy, Arrhenius coefficient and percentage of cracking for the production of coke) three different models of chemical reactions and the air injection rate. To verify the applicability of the process in Brazil a simulation study was conducted in heavy oil reservoirs with characteristics of the Brazilian Northeast. The simulations were performed using the "STARS" module from the "Computer Modelling Group", which objective is to study methods of enhanced oil recovery. Among all the analyzed parameters, the activation energy-pre-exponential factor showed the greatest influence, that is, the lower the value of the activation energy-preexponential factor the higher the fraction of oil recovery. The cracking percentage also showed a strong influence in the process, the smaller the amount of coke formed the larger volume of oil recovery.

After the decline of production from natural energy of the reservoir, the methods of enhanced oil recovery, which methods result from the application of special processes such as chemical injection, miscible gases, thermal and others can be applied. The advanced recovery method with alternating - CO2 injection WAG uses the injection of water and gas, normally miscible that will come in contact with the stock oil. In Brazil with the discovery of pre-salt layer that gas gained prominence. The amount of CO2 present in the oil produced in the pre-salt layer, as well as some reservoirs is one of the challenges to be overcome in relation to sustainable production once this gas needs to be processed in some way. Many targets for CO2 are proposed by researchers to describe some alternatives to the use of CO2 gas produced such as enhanced recovery, storage depleted fields, salt caverns storage and marketing of CO2 even in plants. The largest oil discoveries in Brazil have recently been made by Petrobras in the pre -salt layer located between the states of Santa Catarina and Espírito Santo, where he met large volumes of light oil with a density of approximately 28 ° API, low acidity and low sulfur content. This oil that has a large amount of dissolved CO2 and thus a pioneering solution for the fate of this gas comes with an advanced recovery. The objective of this research is to analyze which parameters had the greatest influence on the enhanced recovery process. The simulations were performed using the "GEM" module of the Computer Modelling Group, with the aim of studying the advanced recovery method in question. For this work, semi - synthetic models were used with reservoir and fluid data that can be extrapolated to practical situations in the Brazilian Northeast. The results showed the influence of the alternating injection of water and gas on the recovery factor and flow rate of oil production process, when compared to primary recovery and continuous water injection or continuous gas injection O método de recuperação avançada com injeção alternada WAG-CO2 utiliza da injeção de água e gás, gás esse normalmente miscível que vai entrar em contato com o banco de óleo. No Brasil com a descoberta da camada pré-sal esse gás ganhou destaque. A quantidade de CO2 presente no óleo produzido na camada pré-sal, assim como acontece em alguns reservatórios é um dos desafios a serem vencidos com relação à produção sustentável uma vez que esse gás precisa ser processado de alguma maneira. Muitos os destinos para o CO2 são propostos por estudiosos, que descrevem algumas alternativas para uso do gás CO2 produzido, tais como, recuperação avançada, armazenamento em campos depletados, armazenamento em cavernas de sal e ainda comercialização do CO2 em plantas. As maiores descobertas de petróleo, no Brasil, foram feitas recentemente pela Petrobras na camada pré-sal localizada entre os estados de Santa Catarina e Espírito Santo, onde se encontrou grandes volumes de óleo leve com uma densidade em torno de 28° API, baixa acidez e baixo teor de enxofre. Óleo esse que possui uma grande quantidade de CO2 dissolvido e assim uma solução pioneira para o destino desse gás vem sendo a recuperação avançada. O objetivo dessa pesquisa é analisar quais os parâmetros que tiveram maior influência no processo de recuperação avançada. As simulações foram realizadas utilizando o módulo GEM da Computer Modelling Group, com o objetivo de realizar estudos do método de recuperação avançada em questão. Para a realização deste trabalho, modelos semi-sintéticos foram utilizados com dados de reservatório e fluidos que podem ser extrapolados para situações práticas do Nordeste brasileiro. Os resultados mostraram a influência do processo de injeção alternada de água e gás sobre o fator de recuperação e vazão de produção de óleo, quando comparados à recuperação primária e injeção contínua de água ou injeção contínua de gás

The occurrence of heavy oil reservoirs have increased substantially and, due to the high viscosity characteristic of this type of oil, conventional recovery methods can not be applied. Thermal methods have been studied for the recovery of this type of oil, with a main objective to reduce its viscosity, by increasing the reservoir temperature, favoring the mobility of the oil and allowing an increasing in the productivity rate of the fields. In situ combustion (ISC) is a thermal recovery method in which heat is produced inside the reservoir by the combustion of part of the oil with injected oxygen, contrasting with the injection of fluid that is heated in the surface for subsequent injection, which leads to loss heat during the trajectory to the reservoir. The ISC is a favorable method for recovery of heavy oil, but it is still difficult to be field implemented. This work had as an objective the parametric analysis of ISC process applied to a semi-synthetic reservoir with characteristics of the Brazilian Northeast reservoirs using vertical production and vertical injection wells, as the air flow injection and the wells completions. For the analysis, was used a commercial program for simulation of oil reservoirs using thermal processes, called Steam, Thermal and Advanced Processes Reservoir Simulator (STARS) from Computer Modelling Group (CMG). From the results it was possible to analyze the efficiency of the ISC process in heavy oil reservoirs by increasing the reservoir temperature, providing a large decrease in oil viscosity, increasing its mobility inside the reservoir, as well as the improvement in the quality of this oil and therefore increasing significantly its recovered fraction. Among the analyzed parameters, the flow rate of air injection was the one which had greater influence in ISC, obtaining higher recovery factor the higher is the flow rate of injection, due to the greater amount of oxygen while ensuring the maintenance of the combustion front A ocorrência de óleos pesados e ultrapesados vêm aumentando sensivelmente e, devido à alta viscosidade característica deste tipo de óleo, não podem ser aplicados os métodos convencionais de recuperação. Métodos térmicos vêm sendo estudados para recuperação deste tipo de óleo, tendo como principal objetivo reduzir a sua viscosidade através do aumento da temperatura do reservatório, favorecendo a mobilidade do óleo e permitindo um aumento no índice de produtividade dos campos. A Combustão in situ (CIS) é um método térmico de recuperação em que o calor é produzido dentro do reservatório pela combustão de parte do óleo com oxigênio injetado, contrastando com a injeção de fluido aquecido ainda na superfície para posterior injeção, o que acarreta perda de calor durante o trajeto ao reservatório. A CIS é um método propício para recuperação de óleo pesado, porém ainda é complexo de ser implementado. Este trabalho teve como objetivo a análise paramétrica do processo CIS aplicado a um reservatório semissintético com características do Nordeste Brasileiro utilizando poços verticais de produção e injeção, assim como a vazão de injeção de ar e as completações dos poços. Para análise do método foi utilizado um programa comercial de simulação de reservatórios de petróleo usando processos térmicos, denominado Steam, Thermal and Advanced Processes Reservoir Simulator (STARS) do Computer Modelling Group (CMG). A partir dos resultados obtidos foi possível comprovar a eficiência do processo CIS em reservatórios de óleo pesado através do aumento da temperatura do reservatório, promovendo uma grande diminuição na viscosidade do óleo, aumentando sua mobilidade no interior do reservatório, assim como a melhora na qualidade desse óleo e aumentando assim, significativamente a sua fração recuperada. Dentre os parâmetros analisados, a vazão de injeção de ar foi a que apresentou maior influência no processo CIS, obtendo maior fator de recuperação quanto maior a vazão de injeção, sendo devido a maior quantidade de oxigênio garantindo a manutenção da frente de combustão

A exploração e a produção de hidrocarbonetos exigem metodologias muito avançadas para se conseguir trabalhar em condições cada vez mais adversas. Dentro destas novas metodologias de extração de petróleo surge à injeção de soluções poliméricas, que torna-se eficiente no controle da mobilidade do fluido deslocante (água), e sob condições favoráveis, implica na antecipação da recuperação de óleo e, em alguns casos, fatores de recuperação maiores. Este método consiste em adicionar polímeros à água de injeção para aumentar sua viscosidade, fazendo com que a água se difunda mais no meio poroso e aumentando a eficiência de varrido no reservatório. Neste trabalho, estuda-se através de simulação numérica, a aplicação da injeção de solução polimérica em um reservatório homogêneo, semissintético com características do Nordeste Brasileiro, as simulações numéricas foram realizadas através do simulador térmico STARS da CMG (Computer Modelling Group). O trabalho teve como objetivo analisar a influência de alguns parâmetros de reservatório sobre o comportamento de produção do óleo, tendo como resposta a produção acumulada. As simulações da injeção de solução polimérica, além da simulação da injeção de água, consistiram em diversas etapas de análise de sensibilidade de parâmetros de reservatório e operacionais. Foram realizadas simulações para analisar a influência da injeção de água, solução polimérica e injeção alternada de bancos de água e de solução polimérica, comparando os resultados para cada condição simulada. As principais variáveis avaliadas foram: viscosidade do óleo, porcentagem de polímero injetado, viscosidade do polímero e vazão de injeção de água. A avaliação da influência das variáveis consistiu de um planejamento experimental completo seguido de uma análise por Diagrama de Pareto com o objetivo de apontar quais as variáveis seriam mais influentes sobre a resposta representada pela produção acumulada do óleo. Encontrou-se que todas as variáveis influenciaram significativamente na recuperação de óleo e que a injeção de solução polimérica de forma contínua se mostrou mais eficiente para a produção acumulada quando comparada a recuperação do óleo por injeção contínua de água. A recuperação primária apresentou baixos níveis de produção de óleo, a injeção de água melhora significativamente a produção de óleo no reservatório, mas a injeção de solução polimérica surge como uma nova metodologia para o incremento da produção de óleo, aumento da vida útil do poço e possível diminuição de água produzida. Developing an efficient methodology for oil recovery is extremely important . Within the range of enh anced oil recovery, known as EOR, the injection of polymer solutions becomes effective in controlling the mobility of displacing fluid . This method consists of adding polymers to the injection water to increase its viscosity, so that more water diffuses in to the porous medium and increasing the sweep efficiency in the reservoir. This work is studied by numerical simulation , application of the injection polymer solution in a homogeneous reservoir , semisynthetic with similar characteristics to the reservoirs of the Brazilian Northeast , numerical simulations were performed using thermal simulator STARS from CMG (Computer Modelling Group ). The study aimed to analyze the influence of some parameters on the behavior of reservoir oil production, with the response to cumulative production. Simulations were performed to analyze the influence of water injection, polymer solution and alternating injection of water banks and polymer solution, comparing the results for each simulated condition. The primary outcomes were: oil viscosity, percentage of injected polymer, polymer viscosity and flow rate of water injection. The evaluation of the influence of variables consisted of a complete experimental design followed a Pareto analysis for the purpose of pointing out which va riables would be most influential on the response represented b y the cumulative oil production . It was found that all variables significantly influenced the recovery of oil and the injection of polymer solution on an ongoing basis is more efficient for the cumulative production compared to oil recovery by continuous water injection. The primary recovery show ed low levels of oil production , water injection significantly improves the pro duction of oil in the reservoir , but the injection of polymer solution em erges as a new methodology to increase the production of oil, increasing the life of the well and possible reduction of water produced.

Conselho Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico Nowadays, most of the hydrocarbon reserves in the world are in the form of heavy oil, ultra - heavy or bitumen. For the extraction and production of this resource is required to implement new technologies. One of the promising processes for the recovery of this oil is the Expanding Solvent Steam Assisted Gravity Drainage (ES-SAGD) which uses two parallel horizontal wells, where the injection well is situated vertically above the production well. The completion of the process occurs upon injection of a hydrocarbon additive at low concentration in conjunction with steam. The steam adds heat to reduce the viscosity of the oil and solvent aids in reducing the interfacial tension between oil/ solvent. The main force acting in this process is the gravitational and the heat transfer takes place by conduction, convection and latent heat of steam. In this study was used the discretized wellbore model, where the well is discretized in the same way that the reservoir and each section of the well treated as a block of grid, with interblock connection with the reservoir. This study aims to analyze the influence of the pressure drop and heat along the injection well in the ES-SAGD process. The model used for the study is a homogeneous reservoir, semi synthetic with characteristics of the Brazilian Northeast and numerical simulations were performed using the STARS thermal simulator from CMG (Computer Modelling Group). The operational parameters analyzed were: percentage of solvent injected, the flow of steam injection, vertical distance between the wells and steam quality. All of them were significant in oil recovery factor positively influencing this. The results showed that, for all cases analyzed, the model considers the pressure drop has cumulative production of oil below its respective model that disregards such loss. This difference is more pronounced the lower the value of the flow of steam injection Atualmente, a maior parte das reservas de hidrocarbonetos no mundo se encontram na forma de óleo pesado, ultra-pesado ou betume. Para a extração e produção desse recurso é necessária a implantação de novas tecnologias. Um dos processos promissores para a recuperação desse óleo é a drenagem gravitacional assistida com vapor e solvente (ESSAGD) que utiliza dois poços horizontais paralelos, onde o injetor é disposto acima do produtor. A realização do processo se dá mediante a injeção de um aditivo de hidrocarboneto em baixa concentração em conjunto com vapor. O vapor contribui com calor para redução da viscosidade do óleo e o solvente ajuda na miscibilidade, reduzindo a tensão interfacial entre óleo/solvente. A principal força atuante neste processo é a gravitacional e a transferência de calor ocorre por meio da condução, convecção e pelo calor latente do vapor. Neste estudo foi utilizado o modelo discretizado, onde o poço é discretizado da mesma forma que o reservatório, sendo cada seção do poço tratada como um bloco da grade, com conexão interblocos com o reservatório. O presente trabalho tem como objetivo analisar a influência da perda de carga e calor ao longo do poço injetor no processo ES-SAGD. O modelo utilizado para estudo trata-se de um reservatório homogêneo, semissintético com características do Nordeste Brasileiro e as simulações numéricas foram realizadas através do simulador térmico STARS da CMG (Computer Modelling Group). Os parâmetros operacionais analisados foram: porcentagem de solvente injetado, vazão de injeção de vapor, distância vertical entre os poços e qualidade de vapor. Todos eles foram significativos no Fator de Recuperação de óleo. Os resultados demonstraram que, para todos os casos analisados, o modelo que considera a perda de carga apresenta produção acumulada de óleo inferior ao seu respectivo modelo que desconsidera tal perda. Essa diferença é mais acentuada quanto menor o valor da vazão de injeção de vapor

Nearly 3 x 1011 m3 of medium and light oils will remain in reservoirs worldwide after conventional recovery methods have been exhausted and much of this volume would be recovered by Enhanced Oil Recovery (EOR) methods. The in-situ combustion (ISC) is an EOR method in which an oxygen-containing gas is injected into a reservoir where it reacts with the crude oil to create a high-temperature combustion front that is propagated through the reservoir. The High Pressure Air Injection (HPAI) method is a particular denomination of the air injection process applied in light oil reservoirs, for which the combustion reactions are dominant between 150 and 300°C and the generation of flue gas is the main factor to the oil displacement. A simulation model of a homogeneous reservoir was built to study, which was initially undergone to primary production, for 3 years, next by a waterflooding process for 21 more years. At this point, with the mature condition established into the reservoir, three variations of this model were selected, according to the recovery factors (RF) reached, for study the in-situ combustion (HPAI) technique. Next to this, a sensitivity analysis on the RF of characteristic operational parameters of the method was carried out: air injection rate per well, oxygen concentration into the injected gas, patterns of air injection and wells perforations configuration. This analysis, for 10 more years of production time, was performed with assistance of the central composite design. The reservoir behavior and the impacts of chemical reactions parameters and of reservoir particularities on the RF were also evaluated. An economic analysis and a study to maximize the RF of the process were also carried out. The simulation runs were performed in the simulator of thermal processes in reservoirs STARS (Steam, Thermal, and Advanced Processes Reservoir Simulator) from CMG (Computer Modelling Group). The results showed the incremental RF were small and the net present value (NPV) is affected by high initial investments to compress the air. It was noticed that the adoption of high oxygen concentration into the injected gas and of the five spot pattern tends to improve the RF, and the wells perforations configuration has more influence with the increase of the oil thickness. Simulated cases relating to the reservoir particularities showed that smaller residual oil saturations to gas lead to greater RF and the presence of heterogeneities results in important variations on the RF and on the production curves Aproximadamente 3 x 1011 m3 de óleos médios e leves restarão nos reservatórios ao redor do mundo após a aplicação dos métodos convencionais de recuperação e grande parte desse volume seria recuperável com o uso de métodos especiais. A combustão in-situ (CIS) é um método de recuperação avançada de petróleo no qual um gás que contém oxigênio é injetado no reservatório onde reage com o óleo cru para criar uma frente de combustão de alta temperatura que se propaga pelo reservatório. O método HPAI (High Pressure Air Injection) é uma denominação particular do processo de injeção de ar aplicado em reservatórios de óleos leves, onde as reações de combustão são dominantes entre 150 e 300°C e a geração de flue gas é o principal fator de deslocamento do óleo. Um modelo de simulação de fluxo de um reservatório homogêneo foi construído para o estudo, o qual foi inicialmente submetido à produção primária, por 3 anos, e em seguida, ao processo de injeção de água por mais 21 anos. Nesse ponto, com a condição madura estabelecida no reservatório, foram selecionadas três variações desse modelo, de acordo com o fator de recuperação (FR) obtido, para o estudo da técnica de combustão in-situ (HPAI). Em seguida realizou-se uma análise de sensibilidade sobre o FR de parâmetros operacionais próprios do método: vazão de injeção de ar por poço, concentração de oxigênio no gás injetado, esquema de injeção de ar e configuração dos canhoneados dos poços. Essa análise, para um período adicional de até 10 anos produção, foi efetuada com o auxílio da técnica de planejamento composto central. O comportamento do reservatório e os impactos de parâmetros envolvendo as reações químicas e de particularidades de reservatório sobre o FR também foram avaliados. Adicionalmente foram elaborados uma análise econômica e um estudo de maximização do FR do processo. As simulações foram realizadas com o simulador de processos térmicos em reservatórios STARS (Steam, Thermal and Advanced Process Reservoir Simulation) da CMG (Computer Modelling Group). Os resultados mostraram que os FR incrementais foram baixos e que o valor presente líquido (VPL) é impactado negativamente pelos elevados investimentos iniciais para compressão do ar. Observou-se que a adoção de maiores concentrações de oxigênio no gás injetado e do esquema de injeção de ar tipo five spot tende a favorecer o FR, e que a configuração dos canhoneados dos poços apresenta influência crescente com o aumento da espessura porosa com óleo do reservatório. Casos simulados referentes às particularidades de reservatório indicaram que menores saturações residuais de óleo ao gás levam a FR maiores e que a existência de heterogeneidades resulta em variações consideráveis nos FR e nas curvas de produção

Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior Many of hydrocarbon reserves existing in the world are formed by heavy oils (°API between 10 and 20). Moreover, several heavy oil fields are mature and, thus, offer great challenges for oil industry. Among the thermal methods used to recover these resources, steamflooding has been the main economically viable alternative. Latent heat carried by steam heats the reservoir, reducing oil viscosity and facilitating the production. This method has many variations and has been studied both theoretically and experimentally (in pilot projects and in full field applications). In order to increase oil recovery and reduce steam injection costs, the injection of alternative fluid has been used on three main ways: alternately, co-injected with steam and after steam injection interruption. The main objective of these injection systems is to reduce the amount of heat supplied to the reservoir, using cheaper fluids and maintaining the same oil production levels. This works discusses the use of carbon dioxide, nitrogen, methane and water as an alternative fluid to the steam. The analyzed parameters were oil recoveries and net cumulative oil productions. The reservoir simulation model corresponds to an oil reservoir of 100 m x 100 m x 28 m size, on a Cartesian coordinates system (x, y and z directions). It is a semi synthetic model with some reservoir data similar to those found in Brazilian Potiguar Basin. All studied cases were done using the simulator STARS from CMG (Computer Modelling Group, version 2009.10). It was found that waterflood after steam injection interruption achieved the highest net cumulative oil compared to other fluids injection. Moreover, it was observed that steam and alternative fluids, co-injected and alternately, did not present increase on profitability project compared with steamflooding Muitas das reservas de hidrocarbonetos existentes em todo o mundo são formadas por óleos pesados (°API entre 10 e 20). Além disso, vários campos de óleo pesado estão maduros e, portanto, oferecem grandes desafios para a indústria do petróleo. Entre os métodos térmicos utilizados para recuperar estes recursos, a injeção de vapor tem sido a principal alternativa economicamente viável. O calor latente transportado por meio de vapor aquece o reservatório, reduzindo a viscosidade do óleo, facilitando a produção. A fim de aumentar a recuperação de óleo e reduzir os custos inerentes à injeção de vapor, a injeção de fluidos alternativos tem sido utilizado em combinação com o vapor das seguintes formas: alternadamente, coinjetados e após a interrupção da injeção de vapor. O objetivo principal destes sistemas de injeção combinada é reduzir a quantidade de calor fornecida ao reservatório utilizando fluidos de menor valor comercial, buscando manter os níveis de produção de óleo. Este trabalho analisa o uso do dióxido de carbono, nitrogênio, metano e água como fluido alternativo ao vapor. Os parâmetros analisados foram a recuperação de óleo e a produção acumulada líquida. O modelo de reservatório analisado corresponde a um reservatório de dimensões 100 m x 100 m x 28 m, num sistema de coordenadas cartesianas ( direções x, y e z). É um modelo semissintético com alguns dados de reservatório semelhantes aos encontrados na Bacia Potiguar, Brasil. Todos os casos estudados foram simulados utilizando o simulador STARS da CMG (Computer Group, Modelagem versão 2009.10). Verificou-se que a injeção de água após a interrupção de injeção de vapor alcançou melhores resultados em termos de produção acumulada líquida de óleo em relação a injeção de outros fluidos. Além disso, foi observado que o vapor e os fluidos alternativos, coinjetados e alternados, não apresentou aumento na rentabilidade do projeto em comparação com a injeção contínua de vapor

Como os recursos de hidrocarbonetos convencionais estão se esgotando, a crescente demanda mundial por energia impulsiona a indústria do petróleo para desenvolver mais reservatórios não convencionais. Os recursos mundiais de betume e óleo pesado são estimados em 5,6 trilhões de barris, dos quais 80% estão localizados na Venezuela, Canadá e EUA. Um dos métodos para explorar estes hidrocarbonetos é o processo de drenagem gravitacional assistido com injeção de vapor e solvente (ES-SAGD Expanding Solvent Steam Assisted Gravity Drainage). Neste processo são utilizados dois poços horizontais paralelos e situados verticalmente um acima do outro, um produtor na base do reservatório e um injetor de vapor e solvente no topo do reservatório. Este processo é composto por um método térmico (injeção de vapor) e um método miscível (injeção de solvente) com a finalidade de causar a redução das tensões interfaciais e da viscosidade do óleo ou betume. O objetivo deste estudo é analisar a sensibilidade de alguns parâmetros operacionais, tais como: tipo de solvente injetado, qualidade do vapor, distância vertical entre os poços, porcentagem de solvente injetado e vazão de injeção de vapor sobre o fator de recuperação para 5, 10 e 15 anos. Os estudos foram realizados através de simulações concretizadas no módulo STARS (Steam Thermal, and Advanced Processes Reservoir Simulator) do programa da CMG (Computer Modelling Group), versão 2010.10, onde as interações entre os parâmetros operacionais, estudados em um modelo homogêneo com características de reservatórios semelhantes aos encontrados no Nordeste Brasileiro, foram observadas. Os resultados obtidos neste estudo mostraram que os melhores fatores de recuperação ocorreram para níveis máximos do percentual de solvente injetado e da distância vertical entre os poços. Observou-se também que o processo será rentável dependendo do tipo e do valor do solvente injetado

The method "toe-to-heel air injection" (THAITM) is a process of enhanced oil recovery, which is the integration of in-situ combustion with technological advances in drilling horizontal wells. This method uses horizontal wells as producers of oil, keeping vertical injection wells to inject air. This process has not yet been applied in Brazil, making it necessary, evaluation of these new technologies applied to local realities, therefore, this study aimed to perform a parametric study of the combustion process with in-situ oil production in horizontal wells, using a semi synthetic reservoir, with characteristics of the Brazilian Northeast basin. The simulations were performed in a commercial software "STARS" (Steam, Thermal, and Advanced Processes Reservoir Simulator), from CMG (Computer Modelling Group). The following operating parameters were analyzed: air rate, configuration of producer wells and oxygen concentration. A sensitivity study on cumulative oil (Np) was performed with the technique of experimental design, with a mixed model of two and three levels (32x22), a total of 36 runs. Also, it was done a technical economic estimative for each model of fluid. The results showed that injection rate was the most influence parameter on oil recovery, for both studied models, well arrangement depends on fluid model, and oxygen concentration favors recovery oil. The process can be profitable depends on air rate O método toe-to-heel air injection (THAITM) é um processo de recuperação de petróleo avançado, que consiste na integração da combustão in-situ com os avanços tecnológicos na perfuração de poços horizontais. Este método utiliza poços horizontais como produtores de óleo, mantendo poços injetores verticais para a injeção de ar. Este processo ainda não foi aplicado no Brasil, tornando necessário, avaliação destas novas tecnologias aplicadas às realidades locais, por isso, este trabalho teve como objetivo principal realizar um estudo paramétrico do processo de combustão in-situ com produção de óleo em poços horizontais, usando um reservatório semi sintético, com características das encontradas no Nordeste Brasileiro. As simulações foram realizadas em um programa comercial de processos térmicos, denominado STARS (Steam, Thermal, and Advanced Processes Reservoir Simulator), da empresa CMG (Computer Modelling Group). Foram realizadas análises dos parâmetros operacionais: vazões de injeção, configuração dos poços e concentração de oxigênio. O estudo de sensibilidade dos fatores foi realizado com a técnica de análise de planejamento experimental, com uma combinação de dois e três níveis (32x22), totalizando 36 simulações, 18 para cada modelo, em função da produção acumulada de óleo (Np). Também foi realizada uma estimativa econômica de análise de custo para cada modelo de fluido. Os resultados mostraram que a configuração de poços e a vazão de injeção foram o parâmetro que apresentou maior influência no óleo recuperado para os dois modelos de fluidos analisados, respectivamente, que a configuração de poços é influenciada pelo modelo de fluido, e que um aumento da concentração de oxigênio favorece a recuperação de óleo, no processo estudado. Também foi encontrado que o processo pode ser rentável dependendo da quantidade de ar injetado no processo

Conselho Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico Oil recovery using waterflooding has been until now the worldwide most applied method, specially for light oil recovery, its success is mainly because of the low costs involved and the facilities of the injection process. The Toe- To-Heel Waterflooding TTHWTM method uses a well pattern of vertical injector wells completed at the bottom of the reservoir and horizontal producer wells completed at the top of it. The main producing mechanism is gravitational segregation in short distance. This method has been studied since the early 90´s and it had been applied in Canada with positive results for light heavy oils, nevertheless it hasn´t been used in Brazil yet. In order to verify the applicability of the process in Brazil, a simulation study for light oil was performed using Brazilian northwest reservoirs characteristics. The simulations were fulfilled using the STARS module of the Computer Modelling Group Software, used to perform improved oil recovery studies. The results obtained in this research showed that the TTHWTM well pattern presented a light improvement in terms of recovery factor when compared to the conventional 5- Spot pattern, however, it showed lower results in the economic evaluation A recuperação de óleo com injeção de água tem sido até agora o método mais aplicado no mundo inteiro, principalmente para a recuperação de óleos leves; o sucesso deve-se aos baixos custos envolvidos e a facilidade de injeção. O método Toe-to-Heel Waterflooding TTHWTM utiliza uma configuração de poços injetores verticais completados no fundo do reservatório e poços produtores horizontais completados no topo. O mecanismo de produção principal é a segregação gravitacional em distâncias curtas. Este método tem sido estudado desde o início dos anos 90 e tem sido aplicado no Canadá com resultados positivos para óleos levemente pesados, no entanto o método ainda não tem sido utilizado no Brasil. Para verificar a aplicabilidade do processo no Brasil foi realizado um estudo de simulação em reservatórios de óleo leve com características do Nordeste Brasileiro. O objetivo da pesquisa foi analisar quais os fatores operacionais que podem influenciar no processo. As simulações foram realizadas utilizando o módulo STARS da Computer Modelling Group , com o objetivo de realizar estudos de métodos de recuperação avançada de óleo. Os resultados obtidos neste trabalho mostraram que a configuração de poços aplicada para este caso apresentou uma leve melhora em relação à configuração convencional de 5 pontos (5-Spot) em termos de fator de recuperação, no entanto, apresentou menores resultados na avaliação econômica

Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior The objective of the thermal recovery is to heat the resevoir and the oil in it to increase its recovery. In the Potiguar river basin there are located several heavy oil reservoirs whose primary recovery energy provides us with a little oil flow, which makes these reservoirs great candidates for application of a method of recovery advanced of the oil, especially the thermal. The steam injection can occur on a cyclical or continuous manner. The continuous steam injection occurs through injection wells, which in its vicinity form a zone of steam that expands itself, having as a consequence the displace of the oil with viscosity and mobility improved towards the producing wells. Another possible mechanism of displacement of oil in reservoirs subjected to continuous injection of steam is the distillation of oil by steam, which at high temperatures; their lighter fractions can be vaporized by changing the composition of the oil produced, of the oil residual or to shatter in the amount of oil produced. In this context, this paper aims to study the influence of compositional models in the continuous injection of steam through in the analysis of some parameters such as flow injection steam and temperature of injection. Were made various leading comparative analysis taking the various models of fluid, varying from a good elementary, with 03 pseudocomponents to a modeling of fluids with increasing numbers of pseudocomponents. A commercial numerical simulator was used for the study from a homogeneous reservoir model with similar features to those found in northeastern Brazil. Some conclusions as the increasing of the simulation time with increasing number of pseudocomponents, the significant influence of flow injection on cumulative production of oil and little influence of the number of pseudocomponents in the flows and cumulative production of oil were found O objetivo da recuperação térmica é aquecer o reservatório e o óleo nele existente para aumentar a sua recuperação. Na Bacia Potiguar existem vários reservatórios de óleos pesados cuja energia de recuperação primária nos fornece uma vazão de óleo pequena, o que torna tais reservatórios ótimos candidatos para aplicação de um método de recuperação avançada de petróleo, especialmente o térmico. A injeção de vapor pode ocorrer de forma cíclica ou contínua. A injeção de vapor contínua ocorre através de poços injetores, próximos aos quais se forma uma zona de vapor que se expande, tendo como conseqüência o deslocamento do óleo com viscosidade e mobilidade melhoradas na direção dos poços produtores. Outro mecanismo possível de deslocamento do óleo em reservatórios submetidos à injeção contínua de vapor é a destilação do óleo por vapor, o qual quando alcançam altas temperaturas, suas frações mais leves podem ser vaporizadas alterando a composição do óleo produzido, do óleo residual ou impactar na quantidade de óleo produzida. Nesse contexto, este trabalho objetiva estudar a influência de modelos composicionais na injeção contínua de vapor através de uma análise de parâmetros como vazão de injeção de vapor e temperatura de injeção. Foram realizadas diversas análises comparativas levando os diversos modelos de fluidos, variando de um bem elementar, com 03 pseudocomponentes até modelagens de fluidos com números crescentes de pseudocomponentes. Foi utilizado um simulador numérico comercial para o estudo a partir de um modelo de reservatório homogêneo com características similares às encontradas no Nordeste brasileiro. Algumas conclusões como o aumento do tempo de simulação com o aumento do número de pseudocomponentes, a influência significativa da vazão de injeção na produção acumulada de óleo e a pouca influência do número de pseudocomponentes nas vazões e produção acumulada de óleo foram constatadas

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

In Brazilian Northeast there are reservoirs with heavy oil, which use steam flooding as a recovery method. This process allows to reduce oil viscosity, increasing its mobility and consequently its oil recovery. Steam injection is a thermal method and can occurs in continues or cyclic form. Cyclic steam stimulation (CSS) can be repeated several times. Each cycle consisting of three stages: steam injection, soaking time and production phase. CSS becomes less efficient with an increase of number of cycles. Thus, this work aims to study the influence of compositional models in cyclic steam injection and the effects of some parameters, such like: flow injection, steam quality and temperature of steam injected, analyzing the influence of pseudocomponents numbers on oil rate, cumulative oil, oil recovery and simulation time. In the situations analyzed was compared the model of fluid of three phases and three components known as Blackoil . Simulations were done using commercial software (CMG), it was analyzed a homogeneous reservoir with characteristics similar to those found in Brazilian Northeast. It was observed that an increase of components number, increase the time spent in simulation. As for analyzed parameters, it appears that the steam rate, and steam quality has influence on cumulative oil and oil recovery. The number of components did not a lot influenced on oil recovery, however it has influenced on gas production No Nordeste brasileiro existem reservatórios de óleos pesados, nos quais se utiliza a injeção de vapor como método de recuperação. Este processo permite diminuir a viscosidade do óleo, aumentando a sua mobilidade e melhorando o volume de óleo a ser recuperado. A injeção de vapor é um método térmico e ocorre na forma contínua ou cíclica. A injeção cíclica de vapor pode ser repetida diversas vezes. Cada ciclo consiste de três etapas distintas: a fase de injeção, fase de fechamento (soaking) e fase de produção. A injeção cíclica se torna menos eficiente à medida que o número de ciclos aumenta. Neste sentido, este trabalho visa estudar a influência de modelos composicionais na injeção cíclica de vapor e os efeitos de alguns parâmetros, tais como: vazão de injeção, qualidade do vapor e temperatura do vapor injetado; analisando a influência do número de pseudocomponentes, no que diz respeito à vazão de óleo, produção acumulada de óleo, fator de recuperação e tempo de simulação. Nas situações analisadas foi comparado o modelo de fluido de três fases e três componentes conhecido como Black-oil . Foram realizadas simulações, utilizando um simulador comercial a partir de um modelo de reservatório homogêneo com características similares às encontradas no Nordeste brasileiro. Observou-se que quanto maior o número de componentes, maior é o tempo gasto na simulação. Já para os parâmetros analisados, verifica-se que a vazão de injeção de vapor e a qualidade do vapor influenciam na produção acumulada de óleo e no fator de recuperação. O número de componentes não exerceu muita influência na produção acumulada, nem no fator de recuperação de óleo, porém foi significativa na produção de gás do sistema

Conselho Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico In Brazil and around the world, oil companies are looking for, and expected development of new technologies and processes that can increase the oil recovery factor in mature reservoirs, in a simple and inexpensive way. So, the latest research has developed a new process called Gas Assisted Gravity Drainage (GAGD) which was classified as a gas injection IOR. The process, which is undergoing pilot testing in the field, is being extensively studied through physical scale models and core-floods laboratory, due to high oil recoveries in relation to other gas injection IOR. This process consists of injecting gas at the top of a reservoir through horizontal or vertical injector wells and displacing the oil, taking advantage of natural gravity segregation of fluids, to a horizontal producer well placed at the bottom of the reservoir. To study this process it was modeled a homogeneous reservoir and a model of multi-component fluid with characteristics similar to light oil Brazilian fields through a compositional simulator, to optimize the operational parameters. The model of the process was simulated in GEM (CMG, 2009.10). The operational parameters studied were the gas injection rate, the type of gas injection, the location of the injector and production well. We also studied the presence of water drive in the process. The results showed that the maximum vertical spacing between the two wells, caused the maximum recovery of oil in GAGD. Also, it was found that the largest flow injection, it obtained the largest recovery factors. This parameter controls the speed of the front of the gas injected and determined if the gravitational force dominates or not the process in the recovery of oil. Natural gas had better performance than CO2 and that the presence of aquifer in the reservoir was less influential in the process. In economic analysis found that by injecting natural gas is obtained more economically beneficial than CO2 No Brasil e no mundo, as empresas de petróleo estão à procura, desenvolvimento e à espera de novas tecnologias e processos que possam elevar o fator de recuperação de óleo em seus reservatórios, com um equilibrado custo-benefício. Na procura de novas tecnologias foi desenvolvido o processo de drenagem gravitacional assistida por gás (GAGD Gas Assisted Gravity Drainage) que foi classificado dentro dos métodos de recuperação avançada de óleo. O processo GAGD, que se encontra em fase de teste piloto em campo, está sendo muito estudado através de modelos físicos em escala de laboratório e em testemunhos, isto devido às altas recuperações de óleo em relação aos outros processos de injeção de gás. Este método consiste em injetar gás no topo de um reservatório através de poços injetores verticais ou horizontais e deslocar o óleo, aproveitando a segregação gravitacional natural dos fluidos, para um poço produtor horizontal colocado na base do reservatório. Para estudar este processo foi idealizado um reservatório homogêneo e um modelo de fluido multicomponente com características parecidas aos campos de óleo leve do Brasil para que, através de um simulador composicional, se analisem os parâmetros operacionais. O processo foi simulado no programa comercial GEM da CMG (Computer Modelling Group). Os parâmetros operacionais estudados foram a vazão de injeção de gás, o tipo de gás injetado (gás natural e CO2), a localização do poço injetor e do poço produtor. Também foi estudada a presença de aqüífero no processo. Os resultados mostraram que o máximo espaçamento vertical entre os dois poços, provocou a máxima recuperação de óleo no GAGD. Também, verificou-se que a maiores vazões de injeção, se obtiveram os maiores fatores de recuperação. Este parâmetro controlou a velocidade da frente do gás injetado e determinou se a força gravitacional domina ou não sobre o processo na recuperação de óleo. O gás natural teve melhor desempenho que o CO2 e que, a presença de aqüífero no reservatório influenciou pouco no processo. Na análise econômica verificou-se que a injeção de gás natural obteve o melhor beneficio econômico que com CO2

Petróleo Brasileiro SA - PETROBRAS Currently, due to part of world is focalized to petroleum, many researches with this theme have been advanced to make possible the production into reservoirs which were classified as unviable. Because of geological and operational challenges presented to oil recovery, more and more efficient methods which are economically successful have been searched. In this background, steam flood is in evidence mainly when it is combined with other procedures to purpose low costs and high recovery factors. This work utilized nitrogen as an alternative fluid after steam flood to adjust the best combination of alternation between these fluids in terms of time and rate injection. To describe the simplified economic profile, many analysis based on liquid cumulative production were performed. The completion interval and injection fluid rates were fixed and the oil viscosity was ranged at 300 cP, 1.000 cP and 3.000 cP. The results defined, for each viscosity, one specific model indicating the best period to stop the introduction of steam and insertion of nitrogen, when the first injected fluid reached its economic limit. Simulations in physics model defined from one-eighth nine-spot inverted were realized using the commercial simulator Steam, Thermal and Advanced Processes Reservoir Simulator STARS of Computer Modelling Group CMG Atualmente, pelo fato de parte do mundo estar voltada para a indústria do petróleo, as pesquisas na área têm avançado de modo a tornar possível até mesmo a produção em reservatórios até então vistos como inviáveis. Em virtude dos desafios geológicos e operacionais apresentados para recuperar o óleo, cada vez mais se intensifica a busca por métodos mais eficientes e lucrativos. Neste cenário, a injeção de vapor merece destaque, sobretudo, quando combinada com outros procedimentos visando assim, reduzir os custos, ao mesmo tempo em que aumenta o fator de recuperação. O presente trabalho utilizou o nitrogênio como fluido alternativo após a injeção de vapor a fim de ajustar a melhor combinação de alternância desses fluidos em termos do tempo e vazão de injeção. Para traçar um perfil econômico simplificado do processo, realizaram-se análises com base na produção acumulada líquida. O intervalo de completação e as vazões dos fluidos de injeção foram fixados e variou-se a viscosidade do óleo em 300 cP, 1.000 cP e 3.000 cP. Os resultados definiram, para cada viscosidade, um modelo específico indicando o melhor período para interrupção do vapor e inserção do nitrogênio, quando o primeiro fluido injetado atingiu seu limite econômico. As simulações foram realizadas em um modelo físico definido a partir de 1/8 (um oitavo) do padrão nine-spot invertido, utilizando o simulador comercial Steam, Thermal and Advanced Processes Reservoir Simulator STARS do Computer Modelling Group CMG

Petróleo Brasileiro SA - PETROBRAS Due to reservoirs complexity and significantly large reserves, heavy oil recovery has become one of the major oil industry challenges. Thus, thermal methods have been widely used as a strategic method to improve heavy oil recovery. These methods improve oil displacement through viscosity reduction, enabling oil production in fields which are not considered commercial by conventional recovery methods. Among the thermal processes, steam flooding is the most used today. One consequence in this process is gravity segregation, given by difference between reservoir and injected fluids density. This phenomenon may be influenced by the presence of reservoir heterogeneities. Since most of the studies are carried out in homogeneous reservoirs, more detailed studies of heterogeneities effects in the reservoirs during steam flooding are necessary, since most oil reservoirs are heterogeneous. This paper presents a study of reservoir heterogeneities and their influence in gravity segregation during steam flooding process. In this study some heterogeneous reservoirs with physical characteristics similar those found in the Brazilian Northeast Basin were analyzed. To carry out the simulations, it was used the commercial simulator STARS by CMG (Computer Modeling Group) - version 2007.11. Heterogeneities were modeled with lower permeability layers. Results showed that the presence of low permeability barriers can improve the oil recovery, and reduce the effects of gravity segregation, depending on the location of heterogeneities. The presence of these barriers have also increased the recovered fraction even with the reduction of injected steam rate Devido a complexidade dos reservatórios e as reservas significativamente grandes, a recuperação de óleos pesados tem se tornado um dos grandes desafios da indústria petrolífera. Os processos de recuperação térmica têm sido largamente empregados como um método estratégico para melhorar a recuperação de óleo pesado. Estes melhoram o escoamento de óleos através da redução da viscosidade, viabilizando a produção de petróleo em campos considerados não comerciais pelos métodos convencionais de recuperação. Entre os métodos térmicos, a injeção de vapor é o mais utilizado atualmente. Uma consequência inerente a este processo é a segregação gravitacional, dada pela diferença de densidades dos fluidos do reservatório e o injetado. Este fenômeno é fortemente influenciado pela presença de heterogeneidades. Como a maior parte dos estudos é realizada em reservatórios homogêneos, necessita-se de um estudo mais detalhado dos efeitos das heterogeneidades nos reservatórios durante a injeção de vapor, já que a maioria dos reservatórios de petróleo são heterogêneos. Este trabalho apresenta um estudo da influência da presença de heterogeneidades na segregação gravitacional durante o processo de injeção contínua de vapor. Os modelos estudados representam reservatórios heterogêneos com características similares às encontradas no Nordeste brasileiro. Para a realização das simulações, foi utilizado o simulador comercial STARS (Steam, Thermal, and Advanced Processes Reservoir Simulator) do grupo CMG (Computer Modelling Group) versão 2007.11. As heterogeneidades foram modeladas como camadas de baixa permeabilidade. Os resultados mostraram que a presença de barreiras de baixa permeabilidade pode melhorar a recuperação de óleo, além de reduzir os efeitos da segregação gravitacional, dependendo da localização da heterogeneidade. A presença dessas barreiras também permitiu o aumento da fração recuperada mesmo com a redução da vazão de injeção do vapor

Petróleo 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 exploração de reservas de óleo pesado em diversas regiões do mundo. Isto tem sido feito porque é cada vez mais rara a existência de jazidas petrolíferas de óleos leves. Este fato tem impulsionado inúmeras pesquisas em direção a tornar viável, do ponto de vista operacional e econômico, a exploração de tais reservas de óleo. No Brasil, em especial na região Nordeste, existe uma grande quantidade de reservatórios de óleos pesados, onde a recuperação pelos métodos ditos secundários injeção de água e gases mostram-se ineficientes ou até inviáveis em alguns reservatórios que apresentam óleos de elevada viscosidade. Neste cenário, a injeção de vapor surge como uma alternativa bastante interessante na recuperação do óleo desses tipos de reservatórios. Seu principal mecanismo consiste na redução da viscosidade do óleo por meio da injeção de um fluido aquecido, no caso, vapor de água, aumentando a temperatura do reservatório. Este trabalho apresenta um estudo paramétrico das variáveis de reservatório e operacionais que influenciam no fator de recuperação de óleo ao longo da vida produtiva do reservatório em reservatórios delgados tipicamente encontrados em Bacias do Nordeste brasileiro, que utilizam a injeção de vapor como método avançado de recuperação. O estudo foi conduzido através de simulação numérica, utilizando o programa STARS (Steam, Thermal, and Advanced Processes Reservoir Simulator) do grupo CMG (Computer Modelling Group) versão 2007.11. As variáveis de reservatório compreenderam a permeabilidade horizontal, a razão entre a permeabilidade vertical e horizontal, a razão entre a zona de água e a de óleo, a espessura da zona produtora de óleo e a condutividade térmica da rocha. Enquanto que os parâmetros operacionais estudados foram a distância entre poços e a vazão de injeção de vapor. Os resultados obtidos mostraram que as variáveis de reservatórios que mais influenciaram no fator de recuperação foram a permeabilidade horizontal e a razão entre a zona de água e de óleo. Com relação às variáveis operacionais, menores distâncias entre poços e vazões de injeção melhoram o fator de recuperação durante a vida produtiva do reservatório

Petróleo Brasileiro SA - PETROBRAS Continuous steam injection is one of heavy oil thermal recovery methods used in the Brazilian Northeast because of high occurrence of heavy oil reservoir. In this process, the oil into the reservoir is heated while reduces, substantially, its viscosity and improves the production. This work analyzed how the shaly sand layers influenced in the recovery. The studied models were synthetics, but the used reservoir data can be extrapolated to real situations of Potiguar Basin. The modeling was executed using the STARS - Steam Thermal and Advanced Process Reservoir Simulator - whose version was 2007.10. STARS is a tool of CMG Computer Modeling Group. The study was conducted in two stages, the first we analyzed the influence of reservoir parameters in the thermal process, so some of these were studied, including: horizontal permeability of the reservoir and the layer of shaly sand, ratio of horizontal permeability to vertical permeability, the influence of capillary pressure layer of shaly sand and as the location and dimensions of this heterogeneity can affect the productivity of oil. Among the parameters studied the horizontal permeability of the reservoir showed the most significant influence on the process followed by diversity. In the second stage three models were selected and studied some operational parameters such as injection rate, distance between wells, production time and completion intervals. Among the operating parameters studied the low rate and intermediate distances between wells showed the best recoveries A injeção contínua de vapor é um dos métodos térmicos de recuperação de óleos pesados utilizados no Nordeste Brasileiro, devido à grande ocorrência de reservatórios contendo este tipo de óleo. Este processo consiste em aquecer o óleo existente no reservatório diminuindo substancialmente a sua viscosidade melhorando assim, a sua produção. Neste trabalho foi estudada qual a influência da presença de camadas de areia argilosas no reservatório para este tipo de recuperação. Os modelos são sintéticos, porém com dados de reservatórios que podem ser extrapolados para situações de aplicações práticas na Bacia Potiguar que apresenta reservatórios com essa heterogeneidade. A modelagem foi implementada no simulador de recuperação térmica STARS (Steam, Thermal, and Advanced Processes Reservoir Simulator) versão 2007.10 da CMG (Computer Modelling Group). O estudo foi realizado em duas etapas, na primeira foi analisada a influência dos parâmetros de reservatório neste processo térmico, sendo assim, alguns desses foram estudados, dentre eles: permeabilidade horizontal do reservatório e da camada de areia argilosa, relação da permeabilidade horizontal com a permeabilidade vertical, influência da pressão capilar da camada de areia argilosa e como a localização e as dimensões dessa heterogeneidade podem afetar a produtividade de óleo. Dentre os parâmetros estudados a permeabilidade horizontal do reservatório foi o que apresentou maior influência significativa ao processo seguido da heterogeneidade. Na segunda etapa foram selecionados três modelos e estudado alguns parâmetros operacionais, tais como: vazão de injeção, distância entre poços, tempo de produção e intervalos de completação. Dentre os parâmetros operacionais estudados as baixas vazões e as distâncias entre poços intermediárias foram as que apresentaram as melhores recuperações

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

The application of thermal methods, to increase the recovery of heavy oil in mature fields through drainage with multilateral and horizontal wells, has been thoroughly studied, theorically, experimentally, testing new tools and methods. The continuous injection of steam, through a steam injector well and a horizontal producer well in order to improve horizontal sweep of the fluid reservoir, it is an efficient method. Starting from an heterogeneous model, geologically characterized, modeling geostatistics, set history and identification of the best path of permeability, with seismic 3D, has been dubbed a studying model. It was studied horizontal wells in various directions in relation to the steam and the channel of higher permeability, in eight different depths. Into in the same area were studied, the sensitivity of the trajectories of horizontal wells, according to the depth of navigation. With the purpose of obtaining the highest output of oil to a particular flow, quality, temperature and time for the injection of steam. The wells studied showed a significant improvement in the cumulative oil recovery in one of the paths by promoting an alternative to application in mature fields or under development fields with heavy oil A aplicação de métodos térmicos, para aumentar a recuperação de óleo pesado em campos maduros através da drenagem com poços horizontais e multilaterais, tem sido exaustivamente estudada, teórica e experimentalmente, testando novas ferramentas e novos métodos. A injeção contínua de vapor, através de um poço injetor e de um poço horizontal produtor com o objetivo de proporcionar uma varredura dos fluidos do reservatório, mostra-se um método eficiente. Partindo de um modelo heterogêneo, geologicamente caracterizado por, modelagem geoestatística, ajuste de histórico e identificação do melhor caminho de permeabilidade, com a sísmica 3D, foi montado um modelo para estudo. Foram estudados poços horizontais em várias direções em relação ao injetor de vapor e ao canal de maior permeabilidade, em oito profundidades diferentes. Dentro de uma mesma zona foram estudadas, a sensibilidade das trajetórias de poços horizontais, em função da profundidade de navegação. Com a finalidade de obter a maior produção acumulada de óleo a uma determinada vazão, qualidade, temperatura e período de injeção do vapor. Os poços estudados evidenciam uma melhora significativa na recuperação acumulada de óleo em uma das trajetórias, promovendo uma alternativa de aplicação em campos maduros ou em desenvolvimento com óleo pesado

Steam injection is the most used method of additional recovery for the extraction of heavy oil. In this type procedure is common to happen gravitational segregation and this phenomenon can affect the production of oil and therefore, it shoulds be considered in the projects of continuous steam injection. For many years, the gravitational segregation was not adequately considered in the calculation procedures in Reservoir Engineering. The effect of the gravity causes the segregation of fluids inside the porous media according to their densities. The results of simulation arising from reservoirs could provide the ability to deal with the gravity, and it became apparent that the effects of the gravity could significantly affect the performance of the reservoir. It know that the gravitational segregation can happen in almost every case where there is injection of light fluid, specially the steam, and occurs with greater intensity for viscous oil reservoirs. This work discusses the influence of some parameters of the rock-reservoir in segregation as viscosity, permeability, thickness, cover gas, porosity. From a model that shows the phenomenon with greater intensity, optimized some operational parameters as the rate flow rate steam, distance between the wells injector-producer, and interval of completion which contributed to the reduction in gravity override, thus increasing the oil recovery. It was shown a greater technical-economic viability for the model of distance between the wells 100 m. The analysis was performed using the simulator of CMG (Computer Modeling Group-Stars 2007.11, in which was observed by iterating between studied variables in heavy oil reservoirs with similar characteristics to Brazilian Northeast A injeção de vapor é o método de recuperação suplementar mais utilizado para a recuperação de óleos pesados. Neste tipo de processo é comum acontecer a segregação gravitacional e este fenômeno pode afetar a produção de óleo e, por isso, deve ser considerado nos projetos de injeção contínua de vapor. Por muitos anos, a segregação gravitacional não era adequadamente considerada em procedimentos de cálculo em Engenharia de Reservatórios. O efeito da gravidade faz com que ocorra a segregação de fluidos, isto é, os fluidos tendem a se arranjar dentro do meio poroso de acordo com as suas densidades. Os resultados advindos de simulação de reservatórios forneceram a capacidade para lidar com a gravidade, e tornou-se aparente que os efeitos da gravidade poderiam afetar significativamente o desempenho do reservatório. Sabe-se que a segregação gravitacional pode ocorrer em quase todos os casos onde há injeção de fluidos leves, especialmente o vapor, e ocorre com maior intensidade para reservatórios de óleos viscosos. Neste trabalho é abordada a influência de alguns parâmetros da rocha-reservatório na segregação como viscosidade, permeabilidade, espessura, capa de gás e porosidade. A partir de um modelo que apresenta o fenômeno com maior intensidade, otimizaram-se alguns parâmetros operacionais como vazão de injeção de vapor, distância entre os poços injetor-produtor e intervalo de completação que contribuíram para a redução do efeito, aumento assim o fator de recuperação. Foi mostrada uma maior viabilidade técnica-econômica para o modelo de distância entre os poços de 100 m. A análise foi realizada utilizando o simulador comercial da CMG (Computer Modelling Group) - Stars 2007.11, onde foi observada a interação entre as variáveis estudadas em reservatórios com características semelhantes aos encontrados no Nordeste brasileiro

Currently a resource more and more used by the petroleum industry to increase the efficiency of steam flood mechanism is the addition of solvents. The process can be understood as a combination of a thermal method (steam injection) with a miscible method (solvent injection), promoting, thus, the reduction of interfacial tensions and oil viscosity. The use of solvent alone tends to be limited because of its high cost. When co-injected with steam, the vaporized solvent condenses in the cooler regions of the reservoir and mixes with the oil, creating a zone of low viscosity between the steam and the heavy oil. The mobility of the displaced fluid is then improved, resulting in an increase of oil recovery. To better understand this improved oil recovery method, a numerical study of the process was done contemplating the effects of some operational parameters (distance between wells, injection steam rate, kind of solvent and injected solvent volume)on the accumulated production of oil, recovery factor and oil-steam rate. Semisynthetic models were used in this study but reservoir data can be extrapolated for practical applications situations on Potiguar Basin. Simulations were performed in STARS (CMG, 2007.11). It was found that injected solvent volumes increased oil recovery and oil rates. Further the majority of the injected solvent was produced and can be recycled Um recurso cada vez mais utilizado pela indústria petrolífera para aumentar a eficiência do mecanismo de injeção de vapor é a adição de solventes. O processo pode ser compreendido como a combinação de um método térmico (injeção de vapor) com um método miscível (injeção de solvente), promovendo, dessa forma, a redução das tensões interfaciais e da viscosidade do óleo. O uso do solvente sozinho tende a ser limitado, em função do seu alto custo. Quando coinjetado com o vapor, o solvente vaporizado condensa nas regiões menos quentes do reservatório e mistura-se ao óleo, criando uma zona de baixa viscosidade entre o vapor e o óleo pesado. A mobilidade do fluido deslocado é então melhorada, implicando num aumento do fator de recuperação. Para melhor compreender esse mecanismo de recuperação avançada, foi realizado um estudo numérico, onde se verificou a sensibilidade de alguns parâmetros operacionais (distância entre poços, vazão de injeção de vapor, tipo de solvente injetado e quantidade de solvente) sobre a produção acumulada de óleo, o fator de recuperação e a razão óleo-vapor. Neste estudo, foram utilizados modelos semi-sintéticos, porém com dados de reservatório que podem ser extrapolados para situações de aplicações práticas na Bacia Potiguar. As simulações foram realizadas no módulo STARS (Steam, Thermal, and Advanced Processes Reservoir Simulator) do programa da CMG (Computer Modelling Group), versão 2007.11. Os resultados mostraram que a presença do solvente nas quantidades analisadas melhorou os fatores de recuperação e as vazões de óleo. Além disso, a maior parte do solvente injetado foi produzido, podendo ser reciclado