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Orientador: Osvair Vidal Trevisan Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica Resumo: Este trabalho apresenta um extenso conjunto de resultados de simulação numérica sobre a convecção mista, natural e forçada em uma configuração porosa abert.a. A configuração estudada é formada por uma camada horizontal que apresenta em sua parede inferior uma cavidade de secção transversal retangular. A parede de fundo da cavidade é aquecida e a parede superior da camada horizontal é resfriada ambas isotermicamente o problema em regime permanente é analisado procurando-se estabelecer os efeitos sobre o escoamento e sobre a transferência de calor do gradiente de pressão imposto externamente à camada horizontal e dos efeitos de empuxo térmico. É também considerada a influência das dimensões geométricas da configuração. Foram obtidos resultados para as taxas globais e locais de transferência de calor ao longo das paredes quente e fria da configuração e são apresentados mapas de linhas de corrente e de isotermas. Foi também estudado analiticamente o escoamento forçado na configuração utilizando a transformação de Schwarz-Christoffel e as funções e integrais elipticas de Jacobi Abstract: The present work reports an extensive numerical simulation on mixed, natural and forced convection occurring in an horizontal porous layer displaying a lateral rectangular cavity. The bottom wall of the cavity is heated while the upper wall is cooled, both maintained at constant temperatures. The steady-state regime is examined for several intensities of the pressure gradient imposed on the horizontal layer. In the mixed convection part of the study the imposed pressure variations were combined with buoyancy effects due to temperature variations. The interaction mechanisms between the forced flow and the buoyant effects are studied for wide ranges of modified Rayleigh and Peclet numbers. The effects of the geometric aspect ratios on the fluid flow and heat transfer characteristics are also examined. Global and local Nusselt numbers are reported for the heated and cooled walls. Aspects of the fluid flow and temperature fields are illustrated by contour maps. The case of pure forced fluid flow is analyzed using Schwarz-Christoffel transformation and solutions were implicitly obtained in terms of Jacobian elliplic integrals Doutorado Doutor em Engenharia Mecânica

Orientador: Osvair Vidal Trevisan Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia de Campinas Resumo: Esta Tese apresenta um estudo teórico e numérico acerca do esquema exponencial de Allen, D.N. de G. (Allen e Southwell, 1955) para equações de transporte convectivo e difusivo em Mecânica dos Fluidos e Fenômenos de Transporte. O estudo teórico envolve uma generalização da discretizaçao de Allen para grade irregular, bem como para coeficientes de difusão variáveis e para a forma divergente da equação de Transporte, dentro da abordagem de Volumes de Controle (ou Volumes Finitos) . Análise em série de Taylor é feita para este e outros esquemas exponenciais naquela abordagem. Aproximações em série de Taylor da discretização de Allen são desenvolvidas e testadas com o intuito de minimização dos custos computacionais. Experimentos numéricos são apresentados envolvendo casos bidimensionais lineares e não lineares. A equação de transporte homogênea linear com coeficientes constantes fornece os casos testes para uma extensiva comparaçao da discretização de, Allen com outras discretizações de cinco pontos, bem como para comparação entre diferentes aproximações do esquema exponencial de Allen. O problema de Jeffery-Hamel do escoamento em canais com paredes não paralelas foi escolhido para avaliação do desempenho da discretização proposta no contexto das equações de Navier-Stokes, resolvidos em abordagem de variáveis primitivas com a equação de Poisson para a pressão. Abstract: This thesis presents a theoretical and numerical study on the exponential discretization scheme initially proposed by Allen, D.N. de G. (Allen and Southwell, 1955) for convective and diffusive transport equations. The theoretical study embodies a Control Volume type generalization of Allen's discretization to irregular grids, to non-uniform diffusion coefficients and to divergence as well as convective form transport equations. Taylor series analysis are provided for restrict and generalized Allen's scheme and some other forms of the exponential scheme. A discussion on the fundamentals of the numerical error analysis for fluid transport phenomena was demanded in particular with regard to the concept of numerical diffusion and to the Taylor series analysis. Some Taylor series based approximations to Allen's discretization are developed and tested in order to minimize computational cost. Numerical experiments involve linear and nonlinear two dimensional cases. A constant coefficient homogeneous linear equation provides the test cases for a comprehensive comparison of Allen's discretization with other five node star schemes as well as for comparison of different approximations to the experimental scheme. The Jeffery-Hamel problem of the flow between non-parallel walls was chosen for the evaluation of the performance of Allen's discretization scheme in non-linear Navier-Stokes equations, solved in a primitive variables approach using the Poisson equation for pressure. Doutorado Doutor em Engenharia Elétrica

Orientador: Osvair Vidal Trevisan Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica Resumo: Esta dissertação aborda os efeitos da dispersão hidrodinamica na convecção natural em meios porosos junto a superficies verticais impermeáveis. Considera-se a convecção promovida pela variação de densidade devido a combinação dos gradientes de temperatura e de concentração. A parametrização do fenômeno é obtida da através da análise de escala. Quatro casos são obtidos conforme a intensidade do termo de dispersão. Na procura de soluções de similaridade as variáveis de similaridade e os parâmetros relacionados à dispersão são encontradas com ajuda da análise de escala. O algoritmo de Runge-Kutta e o método de "shooting" são utilizados para a resolução das equações resultantes das transformações similares. Vários ensaios são realizados cobrindo ampla faixa de variações dos parâmetros Abstract: The present dissertation treats the problem of hydrodinamic dispersion on natural convection in porous medium near impermeable surfaces. The study considers the convection promoted by the density variation due to the combination of temperature and concentration gradients. The parametrization of the phenomenon is obtained through scale analysis. Four cases are possible according to the intensity of dispersion term. In search of similarity solutions the similarity variables and parameters associated to dispersion are found with aid of scale analysis. The Runge-Kutta algoritm and the "shooting" method are used to solve the equations resulting from the similarity transformations. Several cases are solved covering an extensive range of the governing parameters Mestrado Mestre em Engenharia Mecânica

Orientador: Humberto Lima , Osvair Vidal Trevisan Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia de Campinas Resumo: A perfuração de poços de petróleo é uma atividade que envolve custos elevados. Daí a necessidade de proceder-se a uma análise técnica e econômica para fundamentar as decisões de perfurá-los. Quanto mais parâmetros de avaliação relevantes forem utilizados nesta análise, mais precisos serão os resultados obtidos. Este trabalho apresenta um método que permite fazer a avaliação de novas propostas de perfuração, levando em consideração a produção de óleo e de gás associado, a heterogeneidade dos reservatórios, a interferência entre o poço a perfurar e poços adjacentes e a antecipação de produção causada pelo novo poço. Os resultados da análise variam, principalmente com o grau de heterogeneidade do reservatório, com a distância horizontal entre poços e com os preços de venda e custos de produção do óleo e do gás. Também exerce uma grande influência nos resultados, a antecipação de produção causada pelo novo poço. Um programa de computador, correspondente ao método proposto, foi desenvolvido para estudar a viabilidade da perfuração de novas locações em campos de petróleo parcia1mente desenvolvidos. Alguns exemplos são apresentados no final deste trabalho. Abstract: The drilling of oil wells is an expensive activity. The high costs involved bring up the nacessity of carrying an economical and technical analysis prior to the decision of drilling the wells. The more evaluation parametars are usad in the analysis, the more precise the results will be. This work presents a method that allows the evaluation of new drilling proposals, taking into account the production of oil and associated gas, the reservoir heterogeneity, the interference between wells and the production antecipation due to the new well. The results of the analysis vary, mainly, with the degree Of reservoir heterogeneity, with the horizontal di stance between wells and with the market price and production costs of both oil and gas. The acceleration of production has also a strong influence on the results. A computer program, based on the proposed method, was developed to study the feasibility of drilling new wells in partially developed oil fields. Some examples are presentad at the end of the work. Mestrado Mestre em Engenharia de Petróleo

Orientador: Osvair Vidal Trevisan Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica e Instituto de Geociencias Resumo: A injeção de vapor auxiliada por drenagem gravitacional em poço único, denominada SWSAGD (Single Well Steam Assisted Gravity Drainage), é um processo de recuperação terciária desenvolvido com um único poço horizontal. Foram estudadas diversas estratégias, através de simulação numérica, visando a aplicação desta técnica com dados pertinentes a um campo da bacia do Espírito Santo. As estratégias têm diferentes opções como a injeção cíclica prévia e a colocação de obturadores no poço produtor. O desempenho do processo de recuperação para as diferentes estratégias é comparado sempre com aquele obtido para o processo do Dual Well - SAGD para as mesmas condições. São feitas também comparações com a produção primária por poço horizontal e entre as diversas estratégias geradas. A influência de alguns parâmetros - comprimento e posição entre poços, zona de injeção e produção - são apresentados. Com todas estas estratégias de melhoria para o processo SW-SAGD, alcança-se um processo com recuperação maior que os resultados decorrentes do SAGD tradicional com dois poços. Abstract: The Single Well Steam Assisted Gravity Drainage (SW-SAGD) is a tertiary recovery process developed with an single horizontal well. The objective of this research is to study, with numerical simulation, the application of the SW-SAGD technique to a field dates located in the Espírito Santo Basin. Several strategies were studied for this process using previous cyclic injection and packers. The strategies improved the horizontal well production and enhanced the oil recovery. Comparisons are made along the study between the performance of oil recovery for the developed strategies and the performance of the DW-SAGD at the same operating and field conditions. Comparisons with the primary recovery using horizontal wells and between the strategies were used to improve and choose the best options. The influence of some parameters - length and position between wells, injection and production zones - are presented. As a result of all the improvement, a new strategy for the SW-SAGD process is reached, providing an oil recovery higher than from the DW-SAGD. Mestrado Reservatórios e Gestão Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Osvair Vidal Trevisan Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica Resumo: A análise de testes de pressão em poços horizontais tem por objetivo determinar os parâmetros da formação e algumas características do poço horizontal, através da utilização de técnicas convencionais de interpretação de testes ou de técnicas mais sofisticadas que incluem a análise automatizada. Neste trabalho será apresentado um modelo matemático para representar o comportamento transiente da pressão de um poço horizontal em um reservatório anisotrópico de espessura limitada. Este modelo considera a existência da perda de carga no interior do poço horizontal, em fluxo monofásico laminar ou turbulento. Para determinação da solução semi-analítica, a equação da queda de pressão no poço é acoplada à equação de fluxo no reservatório, considerando a continuidade das pressões e das vazões na interface poço horizontal/reservatório. Concluiu-se que, para a maioria das aplicações práticas, a pressão pode ser considerada constante ao longo do poço horizontal. Os efeitos de estocagem e de película são incluídos no modelo aplicando-se o teorema da superposição na solução para a vazão total de produção constante. É proposta uma modelagem para o dano de formação que considera a anisotropia da formação e o tempo de exposição desta aos fluidos de perfuração e de completação. Uma fórmula para o fator de película é obtida. São apresentadas aproximações assintóticas da solução. A análise automatizada de testes em poços horizontais é apresentada através da técnica de regressão não linear utilizando o método dos mínimos quadrados. Para viabilizar a aplicação desta técnica, em termos de tempo computacional, foi utilizado um modelo de fluxo uniforme equivalente. As conclusões quanto à aplicação desta técnica são limitadas, dada a escassez de casos reais na literatura. São incluídos exemplos de casos reais e de casos sintéticos Abstract: The objective of a horizontal well test analysis is to obtain some reservoir/well parameters by using conventional or automated techniques of analysis. This work presents a mathematical model in order to represent the transient pressure behavior of a horizontal well in an anisotropic reservoir of finite thickness. The model considers the pressure drop due to the fluid flow inside the wellbore. To obtain the semi-analytical solution, the wellbore and reservoir fluid flows are coupled considering continuity of pressures and rates at the sandface. One of the conclusions is that the infinite-conductivity wellbore assumption can be used for most of the practical cases. Using the solution for the constant terminal rate case, wellbore storage and skin effects are included in the model by applying the superposition theorem. This study also suggests a model for the formation damage which includes the effects of reservoir anisotropy and the time of exposure to drilling and completion fluids. An analytical expression for the skin factor is resented. Asymptotic expressions are given for early, intermediate and late time flow behaviors. An automated well test analysis procedure using the least squares nonlinear regression technique is presented. The use of this technique is made possible by applying a model of uniform-flux condition on the inner boundary, adopted to minimize the computational effort. The conclusions on the application of this technique are limited, due to the scarcity of papers with actual field data in the petroleum literature. Various examples with synthetic and field data are included. Mestrado Mestre em Engenharia de Petróleo

Orientadores: Osvair Vidal Trevisan, Glaucia Maria Pastore Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica Resumo: Experimentos em laboratório, simulando as condições de reservatório, foram conduzidos com objetivo de avaliar a viabilidade técnica da utilização de microrganismos na recuperação adicional de petróleo. A linhagem de microrganismos utilizada foi uma espécie do Bacillus subtilis selecionada por produzir bio-surfactante, que reduz a tensão superficial. Os microrganismos foram transportados em amostras de arenito Botucatu. Os ensaios consistiram basicamente em colocar estes testemunhos na condição de saturação residual a injeção de água (salmoura), simulando a fase final de uma recuperação secundária em reservatório, para então submetê-los ao tratamento com a injeção de microrganismos, verificando a existência ou não de recuperação adicional de petróleo. Inicialmente os microrganismos foram injetados dispersos em meio composto de nutrientes, fontes de carbono e de nitrogênio, necessários ao seu crescimento em meio poroso. Devido a baixa concentração ou inexistência de microrganismos nos efluentes, foi constatada a alta retenção da células no meio poroso, fato que poderia acarretar a baixa eficiência na recuperação adicional de petróleo. Outros procedimentos visando a melhoria do transporte das células no meio poroso foram avaliados: (a) lavagem prévia das células e dissolução em meio nutriente estéril para injeção em meio poroso; e (b) lavagem prévia das células com dispersão em solução salina para injeção no testemunho, seguido da injeção do meio nutriente estéril. Em ambos os casos não houve recuperação adicional de petróleo. Uma possível influência do tempo de incubação ao qual o testemunho foi submetido também foi avaliado Abstract: Experimental laboratory studies simulating reservoir conditions were conducted to evaluate the technical feasibility of using microorganisms in enhance petroleum recovery. The microorganism used was the Bacillus subtilis species, a bio-surfactant producer. The microorganisms were transported in cores of the Botucatu sandstone (from Paraná Basin). Basically, the test consisted in first waterflooding the core plugs up to the residual oil saturation, thus simulating the last stage ofreservoir secondary recovery. The plugs were then submitted to microorganism injection in order to verify the possibility of additional oil recovery, after an incubation period allowed microorganism growth and bio-product metabolization. Microorganisms were first injected as dispersed in the nutrient media composed by carbon and nitrogen sources. Analyses of the effluents showed absence or low concetration of cells during the fluid injection period, indicating that retention of microorganisms could be occuring. In this case, poor cell distribuition in the sandstone core would result in low recovery efficiency. Attempts to solve the problem included: (i) previous cell wash and dissolution in sterile nutrient media before inoculating the plug; (ii) previous cell wash and dispersion in sterile brine before inoculation followed by nutrient injection; (iii) inoculation followed by repeated cycles of static incubation. A better cell distribuition in sandstone core was obtained, but the experiments didn't get an enhance oi! recovery Mestrado Recuperação Especial de Petróleo Mestre em Engenharia Mecânica

Orientador: Osvair Vidal Trevisan Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica Resumo: As operações de Acidificação de Matriz são usadas com freqüência para remoção do dano à formação causado por partículas sólidas de minerais que obstruem parcialmente o espaço poroso nas proximidades do poço. A cinética da reação química entre o ácido e os minerais da rocha é bastante sensível à temperatura na qual a reação se desenvolve. A temperatura do ácido na zona injetora depende dos fenômenos de transferência de calor que ocorrem no interior da coluna de injeção e no reservatório submetido à injeção do ácido. Normalmente utiliza-se pequenos volumes de ácidos bombeados com vazões médias e altas tendo como conseqüência pequenos períodos de injeção. O modelo proposto para o cálculo da temperatura na coluna considera os termos de acumulação de calor no interior da coluna e no anular, além da hipótese de poço com raio finito, importantes para soluções de curto tempo. No reservatório são consideradas as perdas para a formação vizinha e analisada a influência do calor gerado pela reação química no comportamento da temperatura do ácido. As hipóteses de condução de calor desprezível na direção do fluxo de fluido, equilíbrio térmico instantâneo, gradiente geotérmico linear e condução de calor unidimensional na formação também são utilizadas. A solução para temperatura do ácido na zona. injetora é apresentada no espaço de Laplace considerando o acoplamento da solução para temperatura na coluna à solução para a temperatura no reservatório através do teorema da convolução. A inversão numérica das funções no espaço de Laplace é feita com o algoritmo de Stehfest. Os resultados obtidos indicam que a temperatura do ácido na zona injetara é bastante sensível à vazão do ácido injetado e aos volumes deslocados a frente do tratamento, podendo atingir valores significativamente inferiores à temperatura do reservatório no decorrer da operação Abstract: Matrix Acidization is frequently used to remove formation damage from pore plugging caused by deposition of small mineral particles. The kinetics of the chemical reactions between acid and minerais is very sensitive to fluid temperature. The temperature of the acid at the injection zone depth depends on the heat transfer that occurs as the acid travels through the injection column and on the heat exchange with the reservoir rock and fluids. The volume of injected acid is usually small and the injection time is short, compared to other thermal injection operations. Two heat transfer models are proposed: one to calculate the temperature profile along the injection column and other to calculate the temperature distribution within the reservoir. The model proposed here for the heat transfer along the column incorporates heat accumulation (in the fluid and at the annulus) to the heat exchange between the wellbore and the semi-infinite surroundings. For the heat transfer in the reservoir, the modei accounts for the conductive losses to the neighboring formation, the heat generation from the chemical reactions and heat transported by the injected fluid. The eventual temperature distribution for the acid in the reservoir is obtained after coupling of the solution for the column problem and the solution for the reservoir problem. Both problems were solved by Laplace transforms and the final solution is obtained using the convolution theorem. Stehfest's algorithm is used to invert the solution to real domain. Results for typical operational parameters show that the acid temperature is very sensitive to the injection flow rate and to the fluid volumes injected during the pre-treatment. The acid temperature can be significantly lower than the reservoir temperature along the operation Mestrado Mestre em Engenharia de Petróleo

Orientador: Osvair Vidal Trevisan Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica Resumo: O problema inverso da condução do calor envolve o cálculo da temperatura e ou do fluxo de calor a partir de medidas da temperatura, num ponto interior de um sólido. Esta dissertação compara três técnicas numéricas envolvendo inversão de transformadas de Laplace, no trato do problema inverso da condução do calor. A comparação é procedida através de testes que visam quantificar o poder de resolução dos algoritmos de inversão. É estudado o efeito causado pela introdução de um erro nas medidas da temperatura interna e sua influência nos valores do fluxo de calor e da temperatura em uma superficie externa do sólido Abstract: The inverse heat conduction problem consists of obtaining the temperature or heat flux at a external surface from temperatures measured at internal points in solids. The present work compares three numerical technics of inverse Laplace transform applied to the inverse heat conduction problem. The comparison is carried out through tests in order to measure the resolving power of the inversion algorithms. The effect caused by the introduction of measurement errors in the interior temperature is studied along with the influence of the errors on the temperature and heat flux calculated at an other boundary of the solid Mestrado Mestre em Engenharia Mecânica

Orientadores: Osvair Vidal Trevisan, Roseana da Exaltação Trevisan Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica Resumo: Embora o estudo da transferência de calor em soldagem esteja bastante difundido, a literatura é escassa no que diz respeito ao processo quando realizado com múltiplos passes, necessário para a soldagem de chapas grossas, que são normalmente empregadas como componentes primários de estruturas soldadas. Devido aos rápidos ciclos de aquecimento e resmamento a que o material é submetido durante a soldagem com múltiplos passes, a zona afetada pelo calor ( ZAC ) sofre a ação de diferentes ciclos térmicos, que provocam alterações na sua microestrutura. É importante conhecer a distribuição e o histórico de temperatura na ZAC, porque as propriedades mecânicas da junta soldada dependem da microestrutura resultante desta região. Neste trabalho, desenvolvem-se modelos analíticos para a distribuição de temperatura no processo de soldagem com múltiplos passes, nas configurações de fluxo de calor uni e bidimensional. Os modelos permitem determinar a temperatura em qualquer posição e em qualquer instante de tempo. Permitem também obter o ciclo térmico numa dada posição, para qualquer passe de solda, podendo eliminar, em alguns casos, a necessidade do préaquecimento interpasse para o controle da microestrutura. Para a verificação dos modelos, realizou-se a soldagem a topo de chapas de aço inoxidável AISI 304L, com dimensões 13x 100 x 200 mm, chanfro em "V', e três passes de solda depositados pelo processo MIG. O intervalo entre a realização dos passes foi igual a 60 segundos. Para a obtenção dos ciclos térmicos, utilizou-se um sistema de aquisição de dados acoplado a um microcomputador e termopares tipo R (Pt/Pt-Rh), inseridos em pequenos orificios dispostos na peça em três profundidades diferentes. Verificou-se uma boa concordância entre os ciclos térmicos teórico e experimental. Os modelos analíticos desenvolvidos permitem verificar a influência dos diversos parâmetros no processo de soldagem com múltiplos passes, através da variação destes parâmetros nas soluções obtidas. Além disso, são úteis como padrão de comparação para os métodos numéricos e experimentais,que sempre envolvem erros Abstract: Although heat transfer in welding is a fairly well studied topic, there is not much literature about multipass process, necessary for the welding of thick plates, which are generally used as primary components of weldments. During multipass welding process, the material undergoes quick cycles of heating and cooling, and the heat affected zone ( HAZ ) suffers the action of differents thermal cycles, which modify its microstructure. It is important to know the temperature distribution in the HAZ, because the mechanical properties of weldment will depend on the resulting microstructure in this region. In this work, analytical models were developed for the temperature distribution in multiple pass welding process, in the heat flow one-dimensional and two-dimensional. The models allow temperature determination at any position and time. They also allow determine the thermal cycle at any specified position, for any weld pass, which can avoid the need of interpass preheating for the microstructure controI. The models were verified through the butt welding of AISI 304L stainless steel plate, measuring 13 x 100 x 200 mm, "V"-bevel, and three passes ofweld deposited through GMAW. The interpass time was equal to 60 seconds. The thermal cycles were obtained by means of an acquisition system connected to a microcomputer and to thermocouples PtIPt-Rh, which were inserted in small holes arranged at three different depths. A good accord between thermal cycles theorectical and experimental was verified. The analytical models allow to verify the influence of the various parameters in the multipass welding process, through the changes of these parameters in the solutions obtained. Moreover, the models are useful as comparison standard for the numerical and experimental methods, which always involve errors Mestrado Materiais e Processos de Fabricação Mestre em Engenharia Mecânica

Orientador: Osvair Vidal Trevisan Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica Resumo: O estudo é focado na remoção eletrocinética de contaminantes de solos. Fenômenos diretos e acoplados em um meio poroso saturado sujeito a gradientes hidráulico, elétrico e quúnico são modelados de forma completa. O trabalho apresenta os modelos teórico, numérico e experimental desenvolvidos. O modelo teórico proposto tem como ponto de partida a Termodinâmica de NãoEquih'brio. Seu desenvolvimento resulta num grupo de equações diferenciais parciais para os parâmetros de estado do sistema: pressão, potencial elétrico, concentração de espécies quúnicas e temperatura. Equações algébricas descrevendo as reações de eletrólise e de formação de água completam o modelo. As parcelas dos fenômenos acoplados foram adimensionalizadas em relação aos fenômenos diretos, possibilitando a análise da contribuição relativa de cada fenômeno nas respectivas equações de transporte, bem como a análise de transferência de escala. O sistema de equações resultante (difusão hidráulica, difusão elétrica, difusão-convecção-retardação do componente i e difusão-convecção-dissipação de calor) foi expresso na forma discreta pelo método de diferenças finitas e resolvido numericamente por um algoritmo em linguagem FORTRAN. O algoritmo foi testado e um critério para minirnizar erros devidos à discretização foi proposto. O potencial de análise do modelo proposto foi verificado para um conjunto de casos hipotéticos. Três sistemas fisicos (30 rnD, 304 rnD e 3040 rnD) foram sujeitos a combinações de gradientes externos de potencial elétrico (O V/cm, 0.1 V/cm e 0.2 V/cm), de pressão (0.01 atmlm, 0.05 atmlm, 0.1 atmlm) e de concentração (NaCl: 5.12 mol/m3 de injeção, 512 mol/m3 de saturação). Perfis e históricos para os parâmetros de estado do sistema, bem como perfis de condutividade e históricos de volume de fluido produzido acumulado e de corrente total foram determinados. A aplicação da técnica de tratamento foi testada, em laboratório, em uma amostra de arenito Botucatu de 7,66 cm de diâmetro e 35 cm de comprimento e permeabilidade na faixa de 400 rnD. Trinta e uma variáveis foram monitoradas em tempo real com a ajuda de um sistema de aquisição automática de dados. A amostra foi submetida a uma seqüência de testes para comparação do processo de remoção de NaCl (512 mol/m Abstract: The present study focus on the electrokinetic removal of pollutants from soils. Direct and coupled phenomena in saturated porous media under electric, hydraulic and chemical gradients are comprehensively modeled. The approach is done through the development of a theoretical mo dei, a numerical model and an experimental model. The proposed theoretical model is based on NonEquilibrium Thermodynamics. The development results into a set of partial differential equations for the state parameters of the system: pressure, electrical potential, concentration of chemical species and temperature. Algebraic equations describing the electrolysis and water ionization reactions complete the model. The terms for the coupled phenomena are non-dimensionalized with respect to terms for the direct phenomena. Such procedure facilitates the analysis of the relative contribution of each phenomenon in the transport equations, as well as the analysis of scale transfer. The resulting set of equations (hydraulic diffusion, electric diffusion, diffusionconvection-retardation of components i and diffusion-convection-dissipation of heat) was discretised via the finite difference method and numerically solved by a FORTRAN algorithm. The algorithm was tested and a criterion to minimize discretisation errors was proposed. Some hypothetical cases were simulated to confirm the model potential. Three physical systems (30 rnD, 304 mD and 3040 rnD) were submitted to combinations of electric (OV/cm, 0.1 V/cm and 0.2 V/cm), hydraulic (0.01 atm/m, 0.05 atm/m, 0.1 atm/m) and chemical (NaCI: 5.12 mol/m3 injection, 512 mol/m3 saturation) external gradients. Distribution and history profiles were obtained for the state parameters of the system. Conductivity distribution, accumulated volume of produced fluid and total current history were also ca1culated. The application of the treatment was tested in the laboratory for a sample of Botucatu sandstone of 7,66 cm diameter, 35 cm length and permeability in the range of 400 mD. Thirty-one variables were monitored, in real time, by an automatic data acquisition system. In order to compare NaCI (512 mol/m3) removal, injection of a diluted solution (NaCI 5.12 mol/m3) was conducted under different levels of external electric potential DC (O, 5V and 8V) for a constant hydraulic head (-60 cm H20). The restoration of initial concentration conditions and the simultaneous determination of hydraulic permeability of the sample was carrled out by intermediate tests. The results reveal good repeatability. The numeric and experimental results were qualitatively compared and show good agreement with published data Doutorado Térmica e Fluídos Doutor em Engenharia Mecânica

Orientador: Osvair Vidal Trevisan Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências Resumo: Em caracterização de reservatórios, é importante estudar e entender propriedades chaves na produção de petróleo. Em reservatórios carbonáticos, uma destas propriedades é a molhabilidade. Diretamente relacionada à interação rocha/fluido no reservatório, pode variar entre molhabilidade intermediária e a preferencial ao óleo. O objetivo principal deste trabalho foi o de estudar o mecanismo de alteração da molhabilidade em rochas de coquinas e dolomita de afloramentos. Foram realizados experimentos usando água com concentração de 35kppm e 200kppm de cloreto de sódio, água do mar modificada na composição iônica e água enriquecida com CO2. Inicialmente foram caracterizadas as rochas na sua estrutura e composição mineral seguido de um teste de forças capilares e molhabilidade inicial. Em seguida, foi investigada a adsorção/dissolução de ións de sulfato. Com o propósito de obter rochas com molhabilidade ao óleo, foi realizado um estudo de envelhecimento baseado no tempo de contato utilizando óleo morto e uma mistura constituída por óleo mineral e ácido naftênico (2%) sobre uma condição de saturação de 100%. A partir destes resultados foram preparadas rochas com saturação de água irredutível para medir a molhabilidade através de embebição espontânea e do índice de Amott_Harvey. As águas utilizadas foram salmouras em diferentes concentrações salinas, salmoura carbonatadas e água do mar modificada. Para encerrar o estudo, foram realizadas trocas de concentração salina e iônica, para observar os efeitos na recuperação e associá-los com a alteração da molhabilidade. Os resultados obtidos no estudo do envelhecimento, as coquinas não apresentaram variações na recuperação durante os tempos utilizados. Já para as rochas de dolomita, conforme se aumentou o tempo de envelhecimento, a recuperação diminuiu consideravelmente, fenômeno diretamente associado à adsorção de componentes polares durante o envelhecimento. Além disso, as rochas de dolomita responderam positivamente às trocas de concentração salina. No caso do uso de água do mar modificada, os resultados mostram que para as rochas de dolomita apresentaram-se dois cenários no fenômeno de alteração da molhabilidade; o primeiro relacionado com a presença de sulfato na água do mar e/ou a remoção do cloreto de sódio, e o segundo com a injeção de água de baixa salinidade. Para as rochas de coquina o fator relevante para obter volumes adicionais por efeitos da alteração da molhabilidade foi o acréscimo de concentração de sulfato, com a remoção do cloreto de sódio da água utilizada ou o uso de água do mar com altas concentrações de sulfato. Finalmente o estudo do efeito do CO2 na alteração da molhabilidade mostrou que, tanto pela embebição espontânea quanto pelo índice Amott_Harvey, a molhabilidade não é alterada significativamente com o uso de água carbonatada Abstract: In reservoir characterization, it is important to study and understand properties that are key in oil production. One of these properties in carbonate reservoirs is rock wettability. Directly related to the reservoir rock/fluid interaction, rock wettability can vary from intermediate to preferably oil-wetting. The main objective of this work was to study the mechanism of wettability alteration in limestone and dolomite outcrop rocks. Experiments were carried out using sodium chloride brines at 35kppm and 200kppm, seawater brines modified in its ionic composition and sodium chloride brines at 35kppm and 200kppm enriched with CO2. Initially, the rocks samples were characterized in their mineralogy and structure and initial wetting and capillary forces. In the sequence tests were performed with the samples to investigate adsorption/dissolution of sulfate ions. In order to attain oil-wetting conditions, an aging study using dead oil or a mixture composed by synthetic mineral oil and naphthenic acid (2%) was undertaken, focusing contact time. After these results, rocks were prepared at irreducible water saturation for measuring the wettability by spontaneous imbibition and Amott_Harvey wettability index. Injection water was: brines of different salinities, modified seawater and brines enriched with CO2. To close the study, salinity and ionic concentration were switched, in order to check for additional recoveries and associate them with wettability alteration. The results obtained from the aging, study show that limestone had no variations in oil recovery for the aging time evaluated. In the case of dolomites, there was increase on oil recovery as the aging time increased. The occurrence is attributed to the adsorption of polar components during the aging. In addition, additional recoveries were obtained for dolomites with the switch of brine concentration. For the modified seawater, the results showed that wettability alteration in dolomite presented two scenarios; the first is related to the presence of sulphate ions in seawater or with the removal of sodium chloride, and the second one, the injection of low salinity water. For the limestone, the relevant factor for wettability alteration was the increase of sulfate ions associated with removal of sodium chloride from seawater or the use of seawater spiked with high concentrations of sulfate. Finally, there was no significant change on rock wettability when carbonated water was used. Both spontaneous imbibition and Amott_Harvey indices show no relevant effect of CO2 regarding wettability alteration Doutorado Reservatórios e Gestão Doutor em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Osvair Vidal Trevisan Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências Resumo: No método de recuperação WAG, a alternância dos fluidos injetados promove alterações de saturações no meio poroso. Associados a estas alterações ocorrem dois fenômenos muito relevantes à movimentação de fluidos na rocha: (1) o trapeamento capilar de CO2 durante o processo de embebição, e (2) a histerese nas curvas de permeabilidade relativa. As informações sobre o aprisionamento de CO2 e os efeitos de histerese cíclica são chaves para a previsão de comportamento dos reservatórios carbonáticos submetidos à injeção alternada de água e dióxido de carbono (CO2-WAG) e estocagem de CO2. Os objetivos deste trabalho são divididos em duas partes. A primeira é investigar, em escala de laboratório, a influência de diferentes condições de pressão e temperatura sobre a máxima saturação de gás trapeada em escoamento bifásico. A segunda é investigar, também em escala de laboratório, os efeitos de histerese cíclica (gás e água) da permeabilidade relativa em escoamento trifásico. Com esta finalidade, foram realizados testes em rochas carbonáticas, consideradas heterogêneas. As coquinas utilizadas são de afloramentos análogos ao do pré-sal, procedentes da Formação Morro do Chaves, da Bacia Sergipe-Alagoas, Brasil. Amostras semelhantes às utilizadas no trabalho tiverem sua composição mineralógica, geometria dos poros e propriedades petrofísicas caracterizadas por lâminas delgadas e por tomografia computadorizada. No trabalho é desenvolvida uma metodologia experimental para caracterização de experimentos em rochas carbonáticas, de forma a permitir adequada investigação do método WAG em escala de laboratório. O monitoramento das distribuições de saturações durante os ensaios de deslocamento foi realizado através de tomografia computadorizada, juntamente com criteriosos procedimentos para obtenção dos balanços de materiais. A metodologia é apresentada em duas etapas que contemplam, em uma primeira instância, a montagem de um aparato (A) para o estudo sobre trapeamento bifásico de N2 ou CO2 em uma amostra (A) longa (76 cm); e, em uma segunda, a montagem de outro aparato (B) para conduzir o teste de histerese trifásica em uma amostra (B) curta (21 cm). As amostras foram preparadas e os testes seguiram com os procedimentos considerados padrões para os estudos propostos. Para a investigação do trapeamento bifásico (água-gás) e da variação dos coeficientes de trapeamento de Land, foram realizados deslocamentos de drenagens e embebições em diferentes condições de pressão (700 a 7000 psi) e temperatura (22°C e 65°C) para avaliar a influência das propriedades rocha-fluido na saturação residual de gás em meio poroso. Para a investigação da histerese cíclica da permeabilidade relativa trifásica e da redução da permeabilidade relativa ao gás e à água, foram realizadas sequências de deslocamentos de drenagem e embebição em meio poroso saturado com óleo e na condição de água irredutível. Os resultados da investigação sobre o trapeamento do gás pela água revelam que os efeitos combinados de aumento de viscosidade e densidade do gás em condições de pressão e temperatura elevadas aumentam a saturação máxima de gás trapeada. Os coeficientes de trapeamento de Land obtidos neste trabalho foram caracterizados através da determinação local das saturações via tomografia computadorizada, apresentando variação local do coeficiente. Eventos de dissolução-precipitação nos testes envolvendo CO2 e salmoura carbonatada alteram a estrutura dos poros e podem modificar a capacidade de trapeamento da amostra, funcionando como um mecanismo auxiliar. O efeito de histerese em processo WAG fica claro na análise dos dados experimentais de permeabilidade relativa à água e ao gás do teste trifásico, destacando-se o comportamento da permeabilidade relativa ao gás. Através da adequada caracterização da histerese em regime permanente foi possível determinar o expoente (?) de redução da permeabilidade relativa ao gás do modelo de Larsen. Conclui-se que os parâmetros de histerese bifásica e trifásica são dependentes do processo de injeção, que é uma característica da injeção WAG. Os parâmetros devem ser medidos na pressão e temperatura de reservatório do campo em estudo, para assim, serem representativos em ajustes de histórico experimental e para uma adequada previsão do comportamento do processo WAG em escala de campo Abstract: In the WAG recovery method, alternating the injected fluids promotes changes in the saturation of the porous media. Associated with these changes, two phenomena occur, which are very relevant to the movement of fluids in the rock: (1) capillary trapping of CO2 during an imbibition process, and (2) hysteresis in the relative permeability curves. Information regarding CO2 trapping and cyclic hysteresis effects is key for predicting the behavior of the carbonate reservoirs subjected to water alternating gas (CO2-WAG) and CO2 storage processes. The objectives of this study were divided in two parts. First was to investigate, at laboratory scale, the influence of different pressure and temperature conditions on the maximum trapped saturation of gas in two phase flow. The second was to investigate, also at laboratory scale, the effects of cyclic hysteresis (gas and water) of three-phase relative permeability in three phase flow. To this end, tests were conducted on carbonate samples that were considered to be heterogeneous. The samples used were coquinas from outcrops that are analogous to pre-salt samples, coming from the Morro do Chaves formation, in the Sergipe-Alagoas Basin, Brazil. The mineralogical composition, pore geometry and petrophysical properties of samples similar to those used in this study were characterized by thin sections and computed tomography. In this study, an experimental methodology was developed to characterize carbonate rocks in such a way as to allow adequate investigation of the WAG method at laboratory scale. Monitoring of the saturation distributions during the displacement tests was conducted through computed tomography, along with detailed procedures for obtaining material balances. The methodology is presented in two steps that include, first, the assembly of an apparatus (A) for studying two-phase trapping of N2 or CO2 in a long sample (A) (76 cm) and, second, the assembly of another apparatus (B) to conduct the three-phase hysteresis test on a short sample (B) (21 cm). The samples were prepared, and the tests followed the procedures considered to be standard for the proposed studies. To investigate the two-phase trapping (water-gas) and variation in Land trapping coefficients, drainage and imbibition displacements were carried out under different levels of pressure (700 to 7000 psi) and temperature (22°C and 65°C) in order to evaluate the influence of the rock/fluid properties on the residual saturation of the non-wetting phase in the porous media. To investigate the cyclic hysteresis of three-phase relative permeability and reduction in both water and gas permeability, sequences of multiphase drainage and imbibition displacements were carried out in porous media saturated with oil and irreducible water. The results of the investigation of two-phase trapping show that the combined effects of increased viscosity and density of the gas in high pressure and temperature conditions increase the maximum gas trapped saturation. The Land trapping coefficients obtained in this study were characterized by determining local saturations through computed tomography, presenting a local variation of the coefficient. Dissolution-precipitation events involving CO2 and carbonated brine altered the pore structure and can modify the sample¿s trapping capacity, serving as an auxiliary mechanism. The effect of hysteresis on the WAG process becomes clear when analyzing the experimental data from the three-phase test, in particular the behavior of the gas relative permeability. Through proper characterization of hysteresis in steady state, it was possible to determine the reduction exponent (?) of the gas relative permeability using the Larsen and Skauge model. It was concluded that the parameters of two-phase and three-phase hysteresis are process dependent, which is characteristic of WAG injection. The parameters should be measured under the conditions of the reservoir in study in order to be a representative in adjustments of experimental history matching and to properly predict realistic behavior of the WAG process at field scale Doutorado Reservatórios e Gestão Doutor em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Osvair Vidal Trevisan Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica Resumo: O presente trabalho trata da caracterização experimental de petróleo em misturas contendo diferentes conteúdos de CO2. Os resultados experimentais são analisados através de correlações de propriedades PVT e de simulação computacional. O trabalho visa atender a notável carência de dados públicos sobre propriedades termodinâmicas de petróleo contendo CO2. Os dados PVT avaliados neste estudo contemplam ponto de bolha, ponto de orvalho, razão de solubilidade do óleo, fator volume-formação do óleo, fator volume-formação do gás, fator de compressibilidade do gás, fator de inchamento do óleo, massa específica do óleo, densidade do gás, viscosidade do óleo. São também avaliadas as cromatografias do óleo do reservatório, recombinado e também as cromatografias dos gases coletados durante o ensaio de liberação diferencial. As correlações utilizadas na análise resultados foram as de Standing, Valko-McCain, Al-Shammasi, Dindoruk, Beggs-Robinson e Vasquez & Beggs. Os principais fatores de seleção das correlações foram o espectro de dados dos quais se originaram as correlações e a média do erro relativo absoluto. As correlações selecionadas reproduziram bem os resultados obtidos no laboratório para o fator volume-formação, a razão de solubilidade do gás, o ponto de bolha e a viscosidade. A simulação computacional foi aplicada na análise dos resultados e na obtenção do envelope de fases da mistura através do ajuste da equação de estado de Peng-Robinson. O método usado para a simulação foi o de Coats & Smart, porém foram feitas modificações desse método para um melhor ajuste. O método adaptado reproduziu adequadamente os dados experimentais, sendo que todos os ajustes apresentaram um desvio padrão percentual menor que 6%. O envelope de fases descrito pelo simulador é considerado representativo do sistema, com boa aproximação. Com os resultados obtidos, foram realizadas análises das propriedades da mistura e do comportamento do equilíbrio de fases em decorrência das variações das concentrações molares de CO2, da temperatura e da pressão. Foi a constatado o surgimento de uma terceira fase líquida em algumas condições de tese configurando um equilíbrio L-L-V Abstract: The present work refers to the experimental characterization of petroleum mixtures with variable contents of CO2. The experimental results are, analyzed via PVT properties correlations and computer model simulations. The work aims to cover the remarkable lack of public data on thermodynamic properties of petroleum containing CO2. The PVT data analyzed in the study comprise bubble point, dew point, oil solubility rate, gas and oil formation volume factor, gas compressibility factor, swelling test, oil density, gas density, oil viscosity. The chromatography of the recombined reservoir oil and also the chromatography of gases mixture collected during the differential liberation test are also evaluated. The correlations used in the analysis of the results were Standing, Valko-McCain, Al-Shammasi, Dindoruk, Beggs-Robinson e Vasquez & Beggs. The principal criteria used in the selection of the correlations were the range of data which originated the correlations and the average absolute relative error. The correlations reproduced well the results obtained in the laboratory for the formation volume factor, gas solubility ratio, bubble point and viscosity. The computer model simulation was used to analyze the data and also to define the phase envelope of the mixture by adjusting Peng-Robinson's state equation. The method used in the simulation was developed by Coats & Smart, but some modifications were made to obtain a better match. The modified method reproduced adequately the experimental results, within a standard deviation less than 6%. The phase envelope obtained from the simulation is considered, with good approximation, representative of the system. Once with the results obtained were performed analyses of the properties and phase equilibrium behavior of the mixture related with the CO2 molar concentration, temperature and pressure. A third liquid phase was observed in some conditions of the tests configuring a L-L-V phase equilibrium Doutorado Reservatórios e Gestão Doutor em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Osvair Vidal Trevisa Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências Resumo: A combustão in-situ é um processo multiescala, multifísico que envolve simultaneamente o escoamento de fluidos no meio poroso, o equilíbrio de fases e a cinética das reações químicas. A simulação desse processo tem alcançado um elevado grau de desenvolvimento, no entanto, mecanismos básicos ainda são representados de maneira incompleta, impondo inúmeros desafios na modelagem. A dificuldade de modelar fenômenos relacionados com a combustão tem a ver com a representação do efeito da frente de combustão e a modelagem do consumo de combustível. Na combustão in-situ as reações químicas acontecem em uma zona delgada de menos de um metro de espessura, que é pequena quando comparada com a escala do reservatório de centenas ou milhares de metros. Na simulação na escala de campo, o uso de células de tamanho maior do que a zona de reação leva a erros na distribuição da temperatura. Consequentemente, a velocidade das reações não pode ser bem representada. De outro lado, os simuladores não permitem controlar a ocorrência das reações a partir da energia de ativação. Como resultado, o início das reações se torna independente da temperatura. O objetivo desta tese é desenvolver um modelo pseudocinético para a simulação numérica da combustão in-situ na escala de campo. Com o modelo pseudocinético pretende-se representar os fenômenos na zona de combustão, reduzindo o efeito do tamanho de célula. O trabalho foi desenvolvido em etapas. Primeiro foram estabelecidas as condições que o simulador deveria atender e definida a estratégia de abordagem, que foi a de desenvolver um modelo pseudocinético. Depois foi definida a metodologia de obtenção do modelo pseudocinético. Após o modelo pseudocinético concluído, este foi utilizado para a simulação de um campo de óleo pesado brasileiro submetido à combustão in-situ. O modelo pseudocinético proposto consiste em expressar a energia de ativação das reações em função da temperatura. Através do modelo, é possível restringir a ocorrência da reação de craqueamento, de modo que o início da formação do coque aconteça somente para temperaturas acima dos valores observados na zona de craqueamento. Note-se que neste cenário a quantidade de coque depositado pode ser modelada usando a reação de craqueamento, o que se constitui numa das principais contribuições do trabalho. O modelo permite manter a dependência da taxa de reação com a temperatura mediante o uso de valores de energia de ativação apropriados. Além disso, consegue-se reduzir o efeito da distribuição de temperatura mediante o controle da taxa de reação em função dos valores médios de temperatura observados nas células do modelo de simulação na escala de campo. Na simulação do piloto de combustão in-situ, o modelo pseudocinético foi obtido do ajuste progressivo dos parâmetros cinéticos das reações químicas, partindo da simulação do processo na escala de laboratório até a escala de campo. Os dados experimentais utilizados na simulação na escala de laboratório foram obtidos de um ensaio em tubo de combustão seca realizado no Laboratório de Métodos Térmicos de Recuperação do Departamento de Energia da UNICAMP. O fluido utilizado foi um óleo pesado de 15,3 °API proveniente da Bacia do Espírito Santo Abstract: The in-situ combustion is a multi-scale, multi-physics process, involving fluid flow in porous media, thermodynamic equilibrium of the phases involved and chemical kinetics of reactions. The simulation of this process has achieved a high degree of development, however basic mechanisms are still represented incompletely, imposing numerous challenges in modeling. The issues in the combustion modeling are related with the representation of the combustion front effect and the fuel consumption modeling. Chemical reactions of the in-situ combustion process take place in a thin zone of less than a meter thick, which is small compared to the field scale of hundreds or thousands of meters. Numerical simulations at the field scale typically use grid blocks that are at least two orders of magnitude greater than that. Such divergence leads to improper representations of key aspects of the process, as the temperature distribution and the reaction kinetics. In accordance with that the reaction occurrence is not controlled by the activation energy in the simulation models. The major shortcome is on fuel deposition, a key issue in in-situ combustion, which will happen from the start, since the cracking reaction may proceed even at reservoir temperature. The objective of this thesis is to develop a new pseudokinetic model for field-scale simulation of in-situ combustion. With the pseudokinetic model meant to improve the representation of the combustion zone effects reducing the gridblock size effect. The work was carried out in stages. First establishes the conditions that the simulator should meet and defined the strategy to develop a pseudokinetic model. Then a methodology was defined for obtaining the pseudokinetic model. After the pseudokinetic model is completed, it is applied to the in-situ combustion modeling of a Brazilian heavy oil field. The models pursue the idea of making the activation energy a function of the grid block temperature. The model allows restricting the cracking reaction occurrence by the temperature, so that the beginning of the coke deposition occurs at temperatures greater than the temperature observed in the cracking zone. Note that in this scenario the cracking reaction can be used to represent the coke deposition, which constitutes one of the main contributions of this work. The model allows maintaining the dependence of reaction rate with temperature through the use of appropriate activation energy values. Furthermore, the model reduces the temperature distribution effect by controlling the reaction rate based on average temperature values observed in the field simulation model. In the simulation of the in-situ combustion pilot, the pseudokinetic model was obtained from the progressive tuning of the kinetic parameters of chemical reactions, based on the simulation of the process from the laboratory to field scale. The experimental data used in the laboratory scale simulation were obtained from a dry combustion tube test carried out at the Thermal Recovery Methods Laboratory of the Energy Department at UNICAMP. The fluid used was a 15.3 ° API heavy oil from the Espírito Santo Basin Doutorado Reservatórios e Gestão Doutora em Ciências e Engenharia de Petróleo PETROBRAS

Orientador: Osvair Vidal Trevisan Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica Resumo: O conhecimento dos fenômenos físicos envolvidos no transporte de fluidos no meio poroso é muito importante para o projeto e o sucesso dos processos de recuperação melhorada de petróleo. O deslocamento miscível é um dos métodos mais eficientes de recuperação melhorada de petróleo. O parâmetro mais relevante na eficiência do deslocamento miscível é a dispersão, que controla a evolução da zona de mistura dos dois fluidos e a propagação do fluido injetado. Neste trabalho é desenvolvido e avaliado um modelo matemático para o deslocamento miscível 1-D em meios heterogêneos. O modelo, referido como modelo de concentração total (MCT) é desenvolvido com base na equação de convecção-dispersão (ECD) considerando a interação entre a rocha e os fluidos. Os parâmetros fenomenológicos envolvidos no MCT são o coeficiente de dispersão, o coeficiente de transferência de massa, a porosidade efetiva do meio poroso no momento de deslocamento e a fração de soluto que é depositada ou retirada do meio poroso. Estes parâmetros podem ser determinados por meio de ajustes multiparâmétricos do modelo aos dados obtidos em laboratório. Para avaliar a aplicação do modelo MCT foram realizados dois experimentos A e B, cada um formado por 4 e 5 testes de deslocamento respectivamente. Os testes de deslocamento utilizaram duas salmouras e foram realizados empregando-se uma rocha carbonática. A evolução das concentrações ao longo do meio poroso foi medida por Tomografia Computadorizada de Raios-X (TC). A grande quantidade de dados dos perfis de concentração determinados a partir das imagens da TC do Experimento A foi analisada e ajustada utilizando-se o modelo MCT por meio do método metaheurístico de recozimento simulado (Simulated Annealing, SA). O procedimento de ajuste global, considerando todas as curvas do histórico de concentração, foi utilizado para a determinação dos parâmetros governantes dos fenômenos envolvidos. A quantidade de dados utilizados e a robustez do método permitiu um ajuste muito bom do modelo aos dados experimentais. Determinou-se um coeficiente de dispersão de aproximadamente 0,01cm2/s para vazão de 1 cm3/min e 0,05 cm2/s para vazão de 5 cm3/min. Foram avaliados também os parâmetros de transferência de massa e interação do fluido com o meio poroso. O Experimento B foi realizado com a finalidade de comprovar a deposição de soluto enquanto o fluido se deslocava através da amostra de rocha. No modelo MCT, este fenômeno foi quantificado por meio do parâmetro fr. Os perfis de concentração do Experimento B foram medidos na entrada, ao longo da amostra (rocha) e na saída. A partir desses perfis, foi realizado um balanço de massa para avaliar a fração de deposição de soluto (fr) formulada e determinada a partir do MCT. Os valores de fr obtidos foram de 0,2 a 0,4, que são valores coerentes com os resultados obtidos com o modelo MCT Abstract: The knowledge of the physical phenomena involved in fluid transport in porous medium is very important for the design and successful execution of oil enhanced recovery processes. Miscible displacement is one of the most efficient recovery methods. Dispersion is a key phenomenon in miscible displacement. It controls the evolution of the mixing zone of both fluids and the propagation of injected fluid. The present study focuses on the development and evaluation of a mathematical model for the 1-D miscible and active displacement in an intrinsically heterogeneous porous media. The model, referred to as total concentration model (TCM), is developed based on the convection-dispersion equation (CDE) considering the interaction between rock and fluids. The phenomenological parameters involved in TCM are the dispersion coefficient, the mass transfer coefficient, the effective porosity of the porous medium at the time of the displacement and the amount of solute that is deposited or removed from the porous medium. These parameters may be better determined through multiparametric matching of the model to the data obtained in the laboratory. In order to evaluate the application of the TCM model, two sets of experiments (A and B), totaling 9 tests, were carried out. The tests were conducted with two brines displaced in carbonate rock samples. The concentration evolution along the porous medium was measured by X-Ray Computed Tomography (CT). The vast amount of data from the concentration profiles determined from the CT images from set A was analyzed and matched to the TCM model through the simulated annealing metaheuristic method (Simulated Annealing, SA). The global matching procedure, considering all curves in the concentration history, was used to determine the governing parameters for the involved phenomena. The amount of data used and the robustness of the method allowed a very good matching of the model to the experimental data. A dispersion coefficient of 0.01cm2/s for a 1 cm3/min flow rate; and 0.05 cm2/s for a 5 cm3/min flow rate was determined. The parameters of mass transfer and of the fluid interaction with the rock porous structure were also evaluated. Experiment B was carried out in order to double check solute deposition while flowing through the rock sample. In the TCM model, the phenomenon was quantified by the fr parameter. The concentration profiles of Experiment B were measured at the input, along the rock sample and at the output. From these profiles a mass balance was carried out to evaluate the fraction of solute deposited (fr) during the experiment. The determined values for fr were 0.2 to 0.4, figures that are consistent with the results obtained with the TCM matching procedure Doutorado Reservatórios e Gestão Doutora em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Osvair Vidal Trevisan Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências Resumo: Esta tese, de caráter metodológico, é uma proposta de análise econômica de projetos de petróleo com emprego de cópulas e processos estocásticos autorregressivos envolvendo cinco variáveis fundamentais: o preço da commodity, a taxa mínima de atratividade (TMA), o custo de investimento (CAPEX), o custo operacional (OPEX) e a curva de produção de óleo. A premissa é a existência de uma estratégia de produção já estabelecida, de preferência decorrente de metodologias validadas em simulação numérica de reservatórios. O fluxo de caixa do projeto é baseado numa formulação simplificada de VPL e num modelo analítico de produção condicionado à referida estratégia. Para a aplicação desta metodologia são estimados modelos da família GARCH e ARMA para o preço do óleo e TMA, cópulas Arquimedianas para o CAPEX e o OPEX e cópulas elípticas para as variáveis que compõem a curva analítica de produção. Uma solução computacional, desenvolvida para a validação desta tese, possibilita não só a estimativa dos modelos como a incorporação destes no fluxo de caixa de um projeto de petróleo, tanto em regime de concessão como de partilha de produção. A matriz de incertezas combina os atributos preço e taxa para três cenários econômicos, contra os atributos de eficiência e eficácia para três níveis de desempenho da empresa. A métrica de risco indicada é o valor em risco ponderado. Os resultados evidenciam as vantagens dos modelos estimados para a análise de risco de projetos de petróleo em condições de incertezas. As assimetrias relacionadas aos choques havidos no preço da commodity são claramente evidenciadas. A métrica indicada, além de coerente para um investidor avesso ao risco, pode subsidiar com vantagens a curva de risco na estimativa das reservas P10, P50 e P90. Outra vantagem é o tratamento acoplado de variáveis como o CAPEX e o OPEX como parâmetros de atributos de desempenho operacional. Trata-se de uma metodologia expedita, aplicável, de fácil interpretação e de valor prático, que pode auxiliar os processos de decisão em projetos de alta complexidade como os do pré-sal brasileiro Abstract: This thesis of methodological nature is a proposed economic analysis of oil projects with the use of copulas and autoregressive stochastic processes involving five fundamental variables: the price of the commodity, the discount rate (TMA), the investment cost (CAPEX), the operating cost (OPEX) and the curve of oil production. The premise is the existence of a production strategy established, preferably derived from validated methods in numerical reservoir simulation. Cash flow of the project is based on a simplified formulation of NPV and an analytical model of production conditioned on the Strategy. For the application of this methodology, models from the ARMA and GARCH family were estimated for the price of oil and TMA, Archimedean copulas for the CAPEX and OPEX, and elliptical copulas for the variables that comprise the analytical production curve. A computational solution, developed to validate this thesis, provides not only the estimation of models, such as the incorporation in the cash flow of an oil project under concession regime and production sharing contract. The uncertainty matrix combines the attributes of price and rate in three economic scenarios versus the attributes of efficiency and effectiveness in three levels of operator performance. The indicated risk metric is the weighted value-at-risk. The results show advantages of the estimated models for the risk analysis of oil projects under conditions of uncertainty. Asymmetries related to shocks that were in the price of commodity are clearly evidenced. The indicated metric, in addition to its consistency for a risk averse investor, can subsidize with advantages the risk curve in the estimation of reserves P10, P50 and P90. Another advantage is the coupled treatment of variables like the CAPEX and OPEX as parameters of management attributes. This is an expedient methodology, applicable, easy to understand and of practical value that can aist decision-making processes in highly complex projects such as Brazilian pre-salt Doutorado Reservatórios e Gestão Doutor em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientadores: Denis José Schiozer, Osvair Vidal Trevisan Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica Resumo: Há um aumento significativo na produção de petróleo do Brasil devido às descobertas recentes de reservatórios de petróleo localizados na camada pré-sal, os quais contêm óleos leves com alto teor de frações voláteis e de CO2 (em alguns casos, a concentração molar de CO2 supera os 40%). Esses reservatórios encontram-se sob elevadas pressões, condição essa que proporciona grande desvio do comportamento ideal das misturas, sendo, portanto para EOR miscível nessas condições, necessário o uso de modelos composicionais de simulação de reservatórios. Os parâmetros críticos para o aumento da recuperação por injeção WAG a que esses reservatórios estão sendo submetidos são parâmetros operacionais de poço (pressão de fundo de poço dos injetores e produtores, limites de injeção de gás e água e o limite de vazão de produção de óleo) e parâmetros da operação da injeção WAG (sequência de injeção alternada, o tamanho ótimo dos bancos de injeção, presença de bancos de perseguição (HWAG), taxa de reposição do volume poroso (VREP), razão WAG e duração do ciclo WAG). Como uma consequência de todas as complexidades dos fenômenos envolvidos, mudanças sutis no esquema de injeção tornam a recuperação sensível a todos os parâmetros acima citados. Neste trabalho, procurou-se compilar um conjunto consistente e completo de dados PVT (pressão, volume e temperatura) e dados petrofísicos de fluidos para a aplicação confiável da simulação composicional em reservatórios de petróleo carbonáticos heterogêneos sob alta pressão. Foram elaborados dois modelos sintéticos de simulação de reservatórios, os quais incluíram aperfeiçoamentos da modelagem do comportamento de fases e do comportamento de fluidos, tendo em vista a reprodução da física dos métodos de recuperação melhorada de óleo baseados na injeção alternada de CO2 e água (WAG). Exemplos destes aperfeiçoamentos são o inchamento e a histerese da permeabilidade relativa trifásica. Para estes dois modelos de simulação de reservatórios (um deles com geologia e petrofísica semelhante a dados de um campo real), foram obtidos da literatura dados de permeabilidade relativa trifásica com histerese de carbonatos e aprisionamento da fase gás; e dados de pressão capilar. Foram obtidos da literatura e também modelados dados PVT da caracterização de um óleo leve do pré-sal rico em CO2 (8% da fração molar) e sob alta pressão (acima de 400 bar); dados de transferência de massa por difusão e solubilização aquosa de voláteis em alta pressão. Os resultados obtidos foram analisados e comparados com diferentes configurações de injeção para o estudo da sensibilidade dos parâmetros listados. A histerese da permeabilidade relativa trifásica foi o fenômeno mais influente e a modelagem de três fenômenos simultâneos a priori e correta otimização, sugere a possibilidade de um aumento no fator de recuperação, enquanto ignorar estes fenômenos possui potencial para grande perda no Fator de Recuperação. A otimização dos parâmetros de operação da injeção WAG considerando as restrições de parâmetros de poço, associada a todos os fenômenos, possuiu um efeito significativo na recuperação de óleo e na vazão de produção. Os resultados deste trabalho são voltados para o desenvolvimento de estratégias de produção do pós-sal e pré-sal brasileiros Abstract: here is a significant increase in oil production of Brazil due to recent discoveries of petroleum reservoirs located in the pre-salt cluster, which contain light oils with a high content of volatile fractions and CO2 (in some cases, the molar concentration of CO2 exceeds 40%). These reservoirs are under high pressure, a condition which provides great deviation from the ideal behavior of mixtures, therefore for miscible EOR in these conditions, it is required the use of compositional models of reservoir simulation. Critical parameters for increasing the recovery of WAG injection to which these reservoirs are being subjected are well operating parameters (downhole pressure of the injectors and producers, gas and water injection limits and the oil production rate limit) and parameters associated with the operation of WAG injection (alternate injection sequence, the optimal size of injection slugs, presence of chase slugs (HWAG), voidage replacement rate of pore volume (VREP), WAG ratio and cycle duration). As a result of all the complexities of the phenomena involved, subtle changes in the injection scheme make recovery sensitive to all the above mentioned parameters. In this work, it was gathered a consistent and complete set of PVT data (pressure, volume and temperature) and petrophysical fluid data for reliable application of compositional simulation in heterogeneous carbonate oil reservoirs under high pressure. It were generated two synthetic reservoir simulation models, which included improvements of the phase behavior modeling and fluid behavior, aiming at the reproduction of the physics of enhanced oil recovery methods based on the alternate injection of CO2 and water (WAG ), such as swelling tests and three-phase relative permeability hysteresis. For these two reservoir simulation models (one with geological and petrophysical data similar to a real field), were obtained from literature data of three-phase relative permeability hysteresis of carbonates, consequent trapping of the gas phase and capillary pressure data. Were obtained from the literature as well modeled PVT data characterizing a pre-salt light oil rich in CO2 (8% of molar fraction) and at high pressure (over 400 bar); data of mass transfer by non-Fickian diffusion and high pressure aqueous solubility volatile components data. The results were analyzed and compared with different injection configurations to study the sensitivity of the parameters listed above. Three-phase relative permeability hysteresis was the most influential phenomenon and modeling of three simultaneous phenomena a priori and coupled correct optimization, suggests the possibility of an increase in the recovery factor, while ignoring these phenomena has potential for great loss in the Recovery Factor. The optimization of WAG injection operating parameters simultaneously with the constraints of well parameters and a priori knowledge of all phenomena physics, led to a significant effect on oil recovery and production rates. The results of this work are focused on the development of production strategies in the Brazilian post-salt carbonates and pre-salt Doutorado Reservatórios e Gestão Doutor em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Osvair Vidal Trevisan Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica, Instituto de Geociencias Resumo: A injeção de vapor é uma das técnicas mais utilizadas em todo o mundo para a recuperação de óleos pesados. O escopo do presente trabalho é o da proposição de uma bancada para estudos experimentais dessa técnica. A bancada é detalhada, dando-se ênfase aos seus principais componentes, tais como: gerador de vapor, controle do título do vapor e os protótipos de injeção, um tubo para estudo do processo de injeção contínua de vapor, e uma célula para estudo do processo de drenagem gravitacional assistida por vapor (SAGD - Steam Assisted Gravity Drainage). Baseados nos modelos experimentais, modelos numéricos são criados e realiza-se uma série de simulações para prever o comportamento dos modelos para diferentes valores de propriedades de rocha e de fluidos. Com as simulações buscou-se conhecer as faixas de parâmetros para o funcionamento da bancada, o comportamento das curvas de recuperação de óleo, os perfis de pressão e temperatura ao longo do tempo, estimar a saturação residual do óleo e prever a dinâmica da expansão da câmara de vapor dentro dos modelos de injeção. Abstract: Steam injection is one of the most widely used techniques in the word for heavy oil recovery. The scope of this work refers to the proposition of an experimental apparatus for studying this technique. The apparatus is detailed, with emphasis on its major components, such as: steam generator, steam quality control and the injection prototypes: a tube to study the steam flooding process, and a cell to study the steam assisted gravity drainage (SAGD) method. Based on the experimental models, numerical models are created and a series of simulation runs is carried out to predict the models behavior for different values of rock and fluid properties. The simulation tests are useful to identify the parameters range for the proper functioning of apparatus, the oil production curves behavior, the pressure and temperature profiles over time, to estimate the residual oil saturation and to predict the steam chamber expansion dynamics inside the injection models. Mestrado Reservatórios e Gestão Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Osvair Vidal Trevisan Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências Resumo: O processo de recuperação de óleo pelo deslocamento com CO2 é um método líder na recuperação melhorada de óleos leves e médios. No entanto, a rápida irrupção do CO2 no poço produtor e a baixa eficiência de varrido diminuem sua atratividade. Uma alternativa mais eficiente é a injeção de água carbonatada (IAC). Um dos fatores mais importantes para a compreensão deste processo é o coeficiente de partição, que quantifica a quantidade de CO2 transferida da água carbonatada injetada para o óleo do reservatório durante o deslocamento. A sua determinação é de vital importância para o planejamento e a simulação da injeção de água carbonatada. Contudo, há poucos estudos experimentais publicados sobre o levantamento deste parâmetro. O objetivo deste trabalho é estudar o coeficiente de partição do CO2 entre as fases óleo e água, para determinadas condições PVT e obter uma gama de parâmetros que possam ajudar na simulação e avaliação do processo para uma futura aplicação no campo. Considerando que a repartição de CO2 entre ambas as fases é refletida no aumento dos volumes iniciais da salmoura e do óleo (testes de inchamento), é desenvolvida uma metodologia baseada num estudo teórico e experimental, que avalia o aumento do volume conjunto da mistura do óleo recombinado e a salmoura carbonatada ao entrarem em contato, nas condições de injeção (pressão de 9.000 psi, temperatura de 64 ºC. Outras medidas de interesse, na caracterização do processo, são o ponto de bolha, o fator volume-formação do óleo, a razão gás-óleo, viscosidades e densidades. Duas etapas foram desenvolvidas para a avaliação do inchamento da mistura de água carbonatada com óleo: teórica, com um programa de simulação de PVT (WinProp), e experimental, com um sistema de garrafas PVT e com uma célula PVT visual. Dentro dos resultados mais significativos consta uma caracterização do óleo do reservatório com sua representação numérica por meio da equação de estado de Peng-Robinson (1978). Assim como a estimativa do coeficiente de partição do CO2 entre as fases óleo e água para as condições especificadas de pressão, temperatura e razão molar óleo-água. Alem disso, descreve-se uma metodologia para a determinação do coeficiente de partição, que durante sua execução, revelou vários aspetos, que fornecem um grande aprendizado para trabalhos futuros relacionados com o tópico Abstract: Oil recovery process by carbon dioxide displacement is the leader improved recovery method applied to light and medium oil reservoirs. Nevertheless, the effects of early breakthrough and poor reservoir sweep let it a less attractive method. The flooding with carbonated water is a more efficient choice. The partition coefficient is one of the key parameters driving the process; it quantifies the CO2 amount transferred from the injected carbonated water to reservoir oil. The aim of the present investigation is to study the CO2 partition coefficient between oil and water phases for specific PVT conditions and to obtain some experimental data for the reservoir simulation input. Taking into account that CO2 partition between both phases reflects in the increase of the initial volumes of the brine and oil, a methodology based on theoretical and experimental study was created. It made possible to estimate, under injection condition (9000 psi the pressure and 64 ºC the temperature), the swelling of the final volume of carbonate water and oil mixture. Other essential parameters, as reservoir oil bubble point, oil formation volume factor, gas oil ratio, densities and viscosities were measured. Two stages were performed to evaluate the mixture swelling effect of carbonate water with oil: the simulation modeling, by using the PVT simulation program (WinProp) and lab experiments, by using a PVT bottle and a PVT cell. With the obtained results the reservoir oil was characterized with its numerical representation via a Peng-Robinson equation of state (1978). The CO2 partition coefficient value between oil and water was assessed for specific conditions of pressure, temperature and molar water-oil ratio. Also a methodology for estimation of the partition coefficient was described and tested Mestrado Reservatórios e Gestão Mestra em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Osvair Vidal Trevisan Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica, Instituto de Geociências Resumo: Alguns reservatórios carbonáticos do Pré-sal brasileiro, que constitui uma das mais importantes reservas de hidrocarbonetos recentemente descobertas a nível mundial, apresentam alto conteúdo de CO2 no petróleo. Durante sua exploração, a grande quantidade de CO2 produzida deverá ser reinjetada nos reservatórios como uma alternativa à emissão do gás para a atmosfera. A injeção de água carbonatada (Carbonated Water Injection - CWI) é uma das maneiras de realizar a injeção de CO2 em reservatórios. Entretanto, a mistura entre H2O e CO2 produz ácido carbônico (H2CO3) que, em um reservatório carbonático, reage com a rocha e causa alterações em sua porosidade e permeabilidade. O presente trabalho teve como objetivo investigar experimentalmente os efeitos da dissolução na porosidade e na permeabilidade de dolomitos durante a CWI. Com o emprego de três condições experimentais diferentes, os ensaios realizados procuraram reproduzir o escoamento da água carbonatada no meio poroso em duas regiões distintas de um reservatório ¿ próxima e distante do poço injetor ¿, sob temperatura de 70°C e pressão variando entre 7500 e 8500 psi. Nos ensaios experimentais representativos da região próxima ao poço injetor, uma salmoura totalmente saturada com CO2 foi injetada nas amostras a uma alta vazão de injeção (2cm³/min), enquanto que, para a região distante do poço injetor, uma salmoura de composição simulada (projetada para 100 metros do poço injetor) foi escoada através dos testemunhos a uma baixa vazão de injeção (0,2 cm³/min). Com o objetivo de refinar a coleta de dados, em cada ensaio experimental utilizaram-se duas amostras distintas arranjadas em série. A evolução da porosidade ao longo dos experimentos foi acompanhada com o auxílio de Tomografia Computadorizada de Raios-X (TC). Os resultados de TC mostraram que a porosidade dos dolomitos aumentou significativamente nos primeiros centímetros da rocha a partir do ponto de injeção, onde o fenômeno da dissolução foi mais intenso. Após esta região inicial, os fenômenos de dissolução e precipitação passaram a coexistir e, em geral, a porosidade foi pouco alterada. Isso indica que a água carbonatada injetada dissolveu a região da rocha próxima ao ponto de injeção e rapidamente aproximou-se do equilíbrio químico com o dolomito, perdendo o potencial de causar mudanças significativas ao longo do restante das amostras. Constatou-se, também através de TC, que há uma tendência a ocorrer dissolução mais intensa em regiões de alta porosidade inicial e precipitação mais significativa em regiões de baixa porosidade inicial, o que comprova a influência importante que a estrutura inicial do meio poroso exerce sobre a forma como ocorre a reação rocha-fluido. Transdutores de pressão foram utilizados para registrar a queda de pressão sofrida pelo fluido injetado ao atravessar as amostras, permitindo o acompanhamento da permeabilidade das rochas ao longo dos experimentos. Os resultados mostraram que a permeabilidade tendeu a manter-se constante ou decrescer em regiões distantes do ponto de injeção. Amostras de efluentes foram coletadas durante os experimentos para posterior análise de concentração de íons via Cromatografia Iônica (CI). Os resultados de CI sugerem a ocorrência de dissolução e troca iônica envolvendo os íons Ca2+ e Mg2+ na superfície do dolomito Abstract: Some of the Brazilian Pre-Salt carbonate reservoirs, which are one of the most recent and important oil reserves discoveries worldwide, present high CO2 content in petroleum. During the exploration of these petroleum fields, large volumes of CO2 might be reinjected into the reservoirs in order to avoid its emissions to the atmosphere. Carbonated Water Injection (CWI) is one way of performing CO2 injection into reservoirs. However, the mixture of H2O and CO2 produces carbonic acid (H2CO3) that reacts with the porous medium of carbonate reservoir, leading to changes in rock porosity and permeability. This research aimed to investigate experimentally the dissolution effects on porosity and permeability of dolostone during CWI. Using three distinct experimental conditions, the tests aimed to reproduce carbonated water flow in dolostone porous media at high pressure (7500 to 8500 psi) and temperature (70°C) and at two different regions of a reservoir: near the injection well and far from it. In the experiments representive of the first case (near the injection well), brine fully saturated with CO2 was injected into the dolomite samples at high injection flow rate (2cm³/min), while in the second case (far from injection well), brine with simulated composition (projected to 100 meters from the injection well) was injected into the cores at a low injection flow rate (0.2 cm³/min). To improve data acquisition, each flow-through experiments were executed with two distinct dolomite samples arranged in series. Porosity evolution during experiments was evaluated using X-ray Computerized Tomography (CT). CT results showed that dolomite porosity considerably increased within the first centimeters from the injection point, where dissolution phenomenon was stronger. From this region on, dissolution and precipitation phenomenon coexisted, and porosity did not change very much. This indicates that carbonated water dissolved the rock near the injection point and rapidly reached chemical equilibrium with dolomite, and so it lost its potential to cause significant changes in porosity along the rest of the samples. CT also showed that stronger dissolution has a tendency to occur in higher initial porosity regions, and precipitation is more likely to happen in regions with lower initial porosity. This proves that initial structure of dolomite porous media plays an important role in the fluid-rock reaction. Pressure transducers registered fluid pressure drop across samples, allowing the assessment of permeability during experiments. Results showed that permeability tended to remain unchanged or to decrease in regions far from the injection point. Fluid samples collected during experiments allowed the determination of ion concentration using Ion Chromatography (IC). IC results indicated the occurrence of dissolution and ionic exchange between Ca2+ e Mg2+ on dolomite surface Mestrado Reservatórios e Gestão Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Osvair Vidal Trevisan Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica e Instituto de Geociencias Resumo: Este trabalho disserta sobre a análise de teste transitório de produção e de crescimento de pressão em poço vertical sob condição de escoamento bifásico de óleo e gás. Os resultados obtidos são o fator de película e pontos das curvas das permeabilidades efetivas ao óleo e ao gás em função da saturação de óleo. A permeabilidade efetiva em função da saturação do óleo é obtida da combinação da permeabilidade efetiva em função da pressão de teste de poço com a solução de uma equação diferencial ordinária que relaciona a saturação do óleo com a pressão. Um dos métodos, denominado método p2, é desenvolvido a partir da representação da curva da função de pseudopressão, kro/(µoBo) versus a pressão de teste, por meio de duas linhas retas. O problema físico analisado consiste de um reservatório homogêneo operando a partir da pressão de bolha, água conata imóvel e efeitos de capilaridade e de gravidade desprezíveis. Os dados para validação dos métodos são obtidos com testes de poços realizados em modelos de reservatórios preparados num simulador comercial. O método p2 utiliza basicamente pontos e inclinações de retas de curvas típicas, construídas com dados de teste de poço, para determinar o fator de película e as curvas das permeabilidades efetivas aos fluidos. As curvas obtidas pelo método p2 são comparadas com as obtidas por outro método, chamado de método de determinação in situ Abstract: This thesis provides an analysis of drawdown and buildup tests from vertical well under solution gas-drive conditions. The results obtained include the skin factor and the points of the effective permeability curves for the oil and gas as a function of oil saturation. The effective permeability as a function of oil saturation is the result of a combination of the effective permeability as a function of wellbore pressure and the solution of an ordinary differential equation which relates oil saturation to the pressure. One of the methods, named square-pressure method, is developed using two straight lines to approximate the curve of the pseudo-pressure function, kro/(µoBo) versus the wellbore pressure. The physical problem consists of a homogeneous reservoir operating from bubble-point pressure with immobile connate water, neglecting the capillarity and gravity effects. The data for the validation of the methods was obtained using well tests reservoirs models built in a commercial simulator. The p2 method basically utilizes the points and the straight lines slope of typical curves built from well test data to determinate the effective permeability curves and the skin factor. Then, the results of these curves are compared to those obtained with another method, named in situ determination method Mestrado Reservatórios e Gestão Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Osvair Vidal Trevisan Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica e Instituto de Geociencias Resumo: Este trabalho foca a recuperação melhorada de petróleo através da técnica conhecida como combustão in-situ. Ensaios experimentais foram realizados com óleo pesado de 12,8ºAPI procedente de um campo onshore no Brasil a fim de avaliar a influência da argila no meio poroso com saturações iniciais de óleo variando de 25 a 50%. O aparato experimental utilizado consiste em: sistema de injeção de fluido, tubo de combustão, sistema de produção de fluidos, sistema de análise gasosa e gasômetro, e sistema de aquisição e análise de dados. Os resultados experimentais obtidos mostram que o fenômeno da combustão é possível para o óleo e a rocha testados. Além disto, estes testes fornecem parâmetros importantes que indicam a ocorrência de reações de oxidação. A argila tem um papel fundamental na deposição de combustível e conseqüentemente na propagação da frente de combustão. Na ausência de argila no meio poroso a frente não foi sustentada, enquanto que na sua presença foi obtido um comportamento da frente de combustão estável. Já o aumento da saturação de óleo ocasionou um maior depósito de combustível. Temperaturas entre 457 à 501ºC foram obtidas na frente de combustão e fator de recuperação de óleo acima de 84%. Verificou-se que as velocidades da frente de combustão variaram entre 14,1 a 18,3 cm/h. Além disto, uma melhora na qualidade do óleo entre 3,2º a 8,4ºAPI foi observada no óleo produzido. Os parâmetros básicos da combustão - consumo de combustível, ar requerido, razão ar/combustível, razão atômica de H/C, utilização de O2 - obtidos durante os experimentos são favoráveis à implantação do método de combustão in-situ e devem servir de guia para o projeto piloto de campo. Abstract: The present work refers to an experimental study on oil recovery by in-situ combustion. Experimental tests were performed with a heavy oil of 12.8ºAPI from a Brazilian onshore field with the main purpose to survey the influence of clay content in the reservoir rock with initial oil saturations ranging from 25 to 50%. A specific apparatus used can be described in: gas injection system, combustion tube, fluid production system, gas analysis system and control and data recording system. The results indicate that the in-situ combustion method is technically applicable to the rock-fluid system tested. Moreover, the tests were useful in providing the proper range of parameters for the oxidation reactions to occur. Clay has proved to play a key role on fuel deposition and, consequently, on propagation of the combustion front. In a clean sand rock medium, the combustion front was not self-sustained, while with its presence sustainable combustion reactions were achieved. And the increase in oil saturation resulted in a greater fuel deposition. Front peak temperatures were recorded in the range of 457 - 501 ºC for oil recovery factors greater than 84%. Results show combustion front velocities to span between 14.1 to 18.3 cm/h. Worth mentioning, upgradings of 3.2º to 8.4º API were observed in the produced oil. The basic combustion parameters - fuel consumption, air requirement, air-fuel ratio, atomic H/C ratio, oxygen utilization - obtained during the experiments are favorable to the implementation of insitu combustion and shall be used as a guide to the pilot project planned for the field. Mestrado Reservatórios e Gestão Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Osvair Vidal Trevisan Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências Resumo: A combustão in situ é um método térmico eficiente para a recuperação de óleos pesados, no qual o calor é gerado dentro do reservatório devido às reações entre o óleo in place e o ar injetado. O calor diminui a viscosidade do óleo aumentando sua mobilidade e, consequentemente, sua recuperação. Com a utilização da técnica de calorimetria de taxa acelerada, é possível simular as reações de combustão que ocorrem no reservatório, estudar a cinética da reação e determinar parâmetros tais como: energia de ativação, ordem da reação e fator pré-exponencial. O presente trabalho apresenta o estudo da combustão no Calorímetro de Taxa Acelerada (ARC) em conjunto com a análise dos gases efluentes para um óleo pesado de 16º API da Bacia do Espírito Santo. Os experimentos foram conduzidos utilizando diferentes condições operacionais variando a pressão (20 e 40 bar) e o fluxo de ar (60 e 120 ml/min). Todos os testes foram realizados no intervalo de temperatura de 50 à 550ºC. A partir dos dados obtidos para as reações de oxidação de baixa, média e alta temperatura foi possível determinar a porcentagem do gás produzido para cada uma dessas classes de reação e, além disso, foi possível avaliar o impacto dos parâmetros operacionais no processo de combustão de um óleo pesado para sustentar sua queima. Esta sustentação está diretamente relacionada com a estabilidade da frente de combustão necessária para que as reações ocorram. Os parâmetros cinéticos foram obtidos após a modelagem de cada reação de oxidação separadamente e foram sensíveis à variação de pressão e fluxo de ar, especialmente nas reações de baixa temperatura. A combustão in situ é um processo de recuperação térmica eficiente e representa uma interessante alternativa à injeção de vapor. A avaliação do reservatório é fundamental para o sucesso de um projeto de combustão in situ. A investigação científica deste trabalho permitiu identificar os reagentes, os produtos, determinando as classes e os parâmetros cinéticos para cada reação de oxidação de um óleo pesado brasileiro Abstract: In situ combustion is an efficient thermal method for heavy oils recovery by which the heat is generated within the reservoir due to reactions between the oil and the injected air. The heat decreases the oil viscosity, and therefore increases its mobility and recovery. With the technique of accelerated rate calorimetry, it is possible to simulate the combustion reactions that occur in the reservoir to study the reaction kinetics and to determine their parameters such as activation energy, order of reaction and pre exponential factor. The present work reports such study coupled to an effluent gas analysis for a crude oil from Espírito Santo Basin of 16° API. The experiments were carried out at 20 and 40 bar, the temperature covered from 50 to 550°C and the air flow rates were tested for 60 and 120 mL/min. From the data obtained for the oxidation reaction classes under high, medium and low temperature, it was possible to determine the percentage of gas produced and the oxygen consumed for each reaction class and to verify the influence of the operational condition to sustain burning of the oil. These results are extremely important due to be directly related to the stability of the combustion front required to all the oxidation reactions to occur. The results for the kinetic parameters were obtained after modeling separately each detected oxidation reaction. The parameters obtained were very sensitive to the variation of pressure and air injection rate, especially in the low temperature oxidation reactions. In situ combustion is not easy to control; however, it is a quite effective thermal recovery process and represents an important alternative to steam injection. It is important to recognize the reagents, the products, and to understand the oxidation reactions mechanisms to select the reservoirs for a successful recovery project Mestrado Mestra em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Osvair Vidal Trevisan Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica e Instituto de Geociencias Resumo: Uma das formas de se melhorar o desempenho do processo de recuperação de petróleo conhecido como combustão in situ direta seca, é injetar água simultaneamente ou alternadamente com o ar, o que se denomina de combustão in situ direta molhada. O calor específico do ar seco é consideravelmente menor do que o da água, de tal forma que esta pode realizar um melhor transporte do calor gerado pela frente de combustão, promovendo uma redução na quantidade de ar requerido para varrer um determinado volume do reservatório. O presente trabalho tem como objetivos avaliar, através de ensaios em tubo de combustão, o desempenho da combustão molhada para um óleo pesado (12,88°API) procedente da Bacia do Espírito Santo e obter parâmetros que possam ajudar no balizamento de um futuro projeto piloto. Para isto, foram realizados quatro ensaios em tubo de combustão (um de combustão seca e três de combustão molhada), utilizando o aparato experimental do Laboratório de Métodos Térmicos de Recuperação do Departamento de Engenharia de Petróleo da UNICAMP e também foi elaborado um modelo térmico de simulação para auxiliar na predição dos testes em laboratório, utilizando um simulador comercial. Os resultados experimentais mostram que o processo de combustão molhada apresenta-se estável para o óleo em estudo na medida em que as condições experimentais mantêm-se controladas. Para as razões água-ar estudadas (1,00 x 10-3 m3/m3; 0,56 x 10-3 m3/m3 e 0,33 x 10-3 m3/m3), a presença da água diminui a deposição de combustível, aumentando a velocidade de avanço da frente de combustão e reduzindo a quantidade de ar requerida. É observada uma redução na temperatura média da frente de combustão (de 493 ºC para 460 ºC), mas, ainda assim, mantendo-a na faixa das reações de alta temperatura. Os resultados do modelo de simulação mostram-se próximos aos experimentais, no que diz respeito ao perfil de temperatura Abstract: One way to improve the performance of the oil recovery method, known as dry forward in situ combustion, is to inject water either simultaneously or intermittently with the air, named as wet forward in situ combustion. The specific heat of the dry air is considerably lower than that of water, such that water may render a better transport of the heat generated by the combustion front, leading to a reduction of the amount of air required to sweep a specified reservoir volume. The objectives of the present work are to evaluate, through combustion tube tests, the wet combustion performance for a heavy oil (12,88°API) from Espírito Santo Basin and to obtain helpful combustion parameters for the design of a future field pilot. For this, four combustion tube tests were performed (one dry combustion and three wet combustions), using the experimental apparatus in the Laboratory of Thermal Methods of Recovery from the Department of Petroleum Engineering at UNICAMP, and it was also developed a thermal simulation model to help on the prediction of the lab tests, using a commercial simulator. The experimental results showed that the wet combustion process is stable for the studied oil, since the experimental conditions are kept under control. For the studied water-air ratios (1,00 x 10-3 m3/m3; 0,56 x 10-3 m3/m3 and 0,33 x 10-3 m3/m3), the presence of water decreases the fuel deposition, increasing the combustion front velocity and decreasing the amout of the air required. A reduction in the average temperature of the combustion front (from 493 ºC to 460 ºC) was observed, but still, in the range of the high temperature oxidation reactions. The results of the simulation model showed an adjustment close to the experimental ones regarding the temperature profile Mestrado Reservatórios e Gestão Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Osvair Vidal Trevisan Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica, Instituto de Geociencias Resumo: Este trabalho apresenta uma metodologia de trabalho aplicável ao desenvolvimento de projetos de CIS utilizando dados de ensaios laboratoriais, simulação numérica e análise dimensional. A CIS envolve uma variedade de fenômenos que ocorrem simultaneamente, como a transferência de massa, calor, reações químicas entre outros. A utilização dos resultados obtidos em ensaios laboratoriais está muito sujeita à erros de escala e com a metodologia desenvolvida neste trabalho espera-se contornar este problema. Primeiramente é apresentado nosso modelo físico utilizado neste trabalho, que é o tubo de combustão desenvolvido na Unicamp. Através da análise dimensional, desenvolvem-se três modelos de simulação sobre nosso modelo físico em escalas diferente, sendo que o modelo menor possui as dimensões do tubo de combustão, o modelo maior possui as dimensões de um campo de petróleo e o modelo intermediário possui suas dimensões dez vezes maiores que o modelo menor e cinco vezes menores que o modelo de campo. Foram utilizados dados sintéticos da composição de óleo e propriedades permoporosas. Os resultados obtidos foram coerentes e mostram que existem correlações entre as variações geométricas dos modelos e os fenômenos de transferência de massa, transferência de energia e reações químicas. Sendo assim, com uma boa análise dimensional é possível criar um comportamento equivalente em todos os modelos dos fenômenos citados Abstract: This paper presents a methodology of work applicable to the development of ISC projects using data from laboratory tests, numerical simulation and dimensional analysis. The ISC includes a variety of phenomena that occur simultaneously, such as mass transfer, heat transfer, chemical reactions among others. The use of data from laboratory tests is very subject to scale errors, which are minored with the methodology developed in the present work. First is presented our physical model used in this work, which is the combustion tube developed at Unicamp. By dimensional analysis, were developed three simulation models based on our physical model on different scales, the smaller model has the characteristics of the combustion tube, the bigger model has the dimensions of an oilfield, and the intermediate model has dimensions ten times greater than the combustion tube and five times smaller than the field model. We used synthetic data for oil composition, permeability and porosity. The results were consistent and show that there are correlations between the variations of geometric models and the phenomena of mass transfer, energy transfer and chemical reactions. Thus with a good dimensional analysis it's possible create an equivalent behavior of these effects in all models Mestrado Reservatórios e Gestão Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Osvair Vidal Trevisan Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica, Instituto de Geociencias Resumo: Métodos térmicos de recuperação, especialmente injeção de vapor, estão à frente da maioria dos projetos de recuperação de óleo pesado em terra. A injeção contínua e, mais recentemente, a injeção de vapor auxiliada por drenagem gravitacional permitem aumentar a recuperação. A razão do volume de vapor injetado por volume de óleo recuperado é um parâmetro decisivo na economicidade de projetos de inundação por vapor. No presente trabalho, um estudo experimental e um numérico na célula linear e um estudo numérico na célula SAGD foram desenvolvidos para entender melhor como a injeção de nitrogênio combinado com vapor contribui ao mecanismo de recuperação e para a possível redução em volume do vapor injetado. O estudo experimental foi conduzido num aparato de laboratório constituído de uma célula linear para a injeção contínua de vapor. Os estudos foram conduzidos em escala de laboratório com óleo pesado da bacia do Espírito Santo. As experiências na célula linear consistiram em injetar vapor ou vapor combinado com nitrogênio para recuperação de óleo. Nas experiências, vapor superaquecido a 170 ° C foi injetado a vazões entre 5 e 4,5 ml/min (equivalente em água fria) e nitrogênio injetado a vazões entre 50 e 180 ml/min. As principais conclusões da investigação (derivadas de cinco experimentos executados com consistentes condições operacionais) são: 1) a injeção de nitrogênio combinado com vapor acelera o início e o pico de produção de petróleo em comparação com a injeção de vapor puro; 2) a melhoria da razão vapor/óleo mostra o efeito benéfico da injeção de nitrogênio em substituição a uma fração substancial de vapor; 3) os volumes recuperados e as análises dos remanescentes apontam fatores de recuperação superiores a 45%. Pelos estudos numéricos, os resultados da modelagem da célula linear mostram frentes de vapor com comportamentos de acordo com os observados experimentalmente. No entanto, uma investigação mais aprofundada sobre o papel dos principais parâmetros utilizados para o ajuste de histórico é necessário. Os resultados simulados do SAGD - Wind Down mostram que 84% da produção do SAGD convencional podem ser recuperados com a metade de volume de vapor injetado, indicando uma redução da razão vapor/óleo de 42%. Abstract: Thermal recovery methods, especially steam injection, are at the forefront of most onshore projects of heavy oil. The continuous injection and, recently, the steam assisted gravity drainage yield high recoveries. The ratio of the volume of steam injected per volume of produced oil is a decisive parameter in the success of steam flood projects. In the present work, an experimental and a numerical study were developed in the linear cell and a numerical study in the SAGD cell to better understand how the injection of nitrogen combined with steam contributes to the recovery mechanism, and to the possible reduction in volume of the injected steam. The experiment runs were conducted in a linear cell built for the continuous injection of steam. The studies were conducted at the lab scale using heavy oil originated from the Espírito Santo basin. The experiments in the linear cell consisted of continuously injecting steam or steam combined with nitrogen to recover oil. In the experiments, superheated steam at 170 ° C was injected at flow rates between 5 and 4,5 ml/min (cold-water equivalent) and nitrogen injected at rates between 50 and 180 ml/min. The main findings of the research (derived from five runs with consistent operating conditions) are as follows: 1) the injection of nitrogen combined with steam accelerates the start and peak of oil production compared to steam injection alone; 2) the improvement of steam oil ratio shows the beneficial effect of nitrogen injection in substitution to a substantial fraction of steam; 3) results indicates recovery factors exceeding 45%. On the numerical studies, the results from modelling of the linear cell show steam front behaviors in agreement to those observed experimentally. However, further investigation on the role of main parameters used for the history matching is necessary. The simulated results of SAGD - Wind Down shows that 84% of the production of conventional SAGD can be recovered with half of the volume of steam injected, indicating a reduction of steam oil ratio of 42%. Mestrado Reservatórios e Gestão Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Osvair Vidal Trevisan Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências Resumo: O processo de combustão in situ (CIS) é um método térmico de recuperação melhorada que gera calor no reservatório, diminuindo a viscosidade e aumentando a mobilidade do óleo, pela combustão de uma parte do óleo in place. A frente de combustão é mantida pela injeção continua de ar enriquecido com oxigênio. O processo CIS depende basicamente das reações químicas de combustão que acontecem quando o óleo está em contato com o ar injetado. Portanto, o sucesso do processo CIS é determinado pelo conhecimento e compreensão do comportamento cinético destas reações. O objetivo deste trabalho é determinar os parâmetros cinéticos da reação de combustão de um óleo pesado brasileiro, através da realização de ensaios experimentais usando um calorímetro de taxa acelerada (ARC) com fluxo (sistema aberto). Os testes foram feitos com 2 g de amostra de óleo de 12°API, 20,4 atm (290 psi) de pressão, injeção continua de ar com fluxo de 40-60 ml/min e as amostras foram aquecidas até 550°C. Também se realizaram testes com misturas de óleo e areia, óleo e argila e óleo/areia/argila para simular melhor o comportamento das reações no reservatório. A temperatura de autoignição foi de 290°C para o óleo. Quando areia ou argila foram misturadas ao óleo na proporção 25/75, a temperatura de autoignição se reduziu a 170°C. Identificou-se a presença das reações OBT (oxidação de baixa temperatura) num intervalo de temperatura de 170 a 300 °C, as OMT (oxidação de media temperatura) entre 300 e 420°C e as OAT (oxidação de alta temperatura) de 420°a 550°C aproximadamente. Todos os testes apresentam uma zona de transição em 320°C. Também foram realizados testes com asfalteno/argila e malteno/argila na proporção 25/75, para os quais se identificaram temperaturas de autoignição de 180 e 170 °C respectivamente. A energia de ativação para a maioria das reações é da ordem de grandeza de 105[J/mol], e a ordem da reação entre 0 e 1 Abstract: In situ combustion (ISC) is a thermal method of enhanced recovery that generates heat in the reservoir, to reduce viscosity and increase the mobility of the oil, after the combustion of a portion of the oil in place. The combustion front is maintained by the continuous injection of air enriched with oxygen. ISC depends basically on the chemical reactions of combustion that happen when the oil is in contact with the injected air. Therefore the success of ISC relies on the knowledge and understanding of the kinetic behavior of these reactions. The objective of this project is to determine the kinetic parameters of the combustion reaction of Brazilian heavy oil through accelerating rate calorimetry (ARC) with flow (open system). The tests were made with 2 g of oil samples of a 12°API oil, at 20 bar pressure, continuous air injection at 40-60 ml/min flow rate and the samples heated up to 550°C. Tests were also carried out with mixtures of oil and sand, oil and clay and oil/sand/clay to better simulate the behavior of the reactions in the reservoir. The auto ignition temperature was of 290°C for the oil. When sand or clay had been mixed to the oil at a 1/3 ratio, the auto ignition temperature is reduced to 170°C. Presence of LTO (low-temp oxidation) reactions was identified in the temperature range of 170 to 300 °C, MTO (medium temperature oxidation) reactions in 300 to 420°C and the HTO (high temperature oxidation) reactions in 420° to 550°C approximately. All tests presented a transition zone at 320°C. Additional tests were carried with mixtures of asphaltene/clay and maltene/clay at a 1/3 ratio, for which auto ignition temperatures were identified at 170 and 180°C, respectively. The energy of activation for the majority of the reactions was the order of 105 [J/mol], and the order of the reaction between 0 and 1 Mestrado Reservatórios e Gestão Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Osvair Vidal Trevisan Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências Resumo: Os métodos térmicos de recuperação viabilizaram a produção de óleo pesado em campos considerados não comerciais pelos métodos convencionais de recuperação. A injeção de vapor, em particular, veio a se consagrar ao longo dos anos e é hoje uma das principais alternativas economicamente viáveis para o aumento da recuperação dos óleos pesados. Nesse contexto, destaca-se a drenagem gravitacional assistida por vapor, "Steam Assisted Gravity Drainage" (SAGD). Esse processo caracteriza-se por utilizar dois poços horizontais: um produtor, localizado próximo à base do reservatório e um injetor, situado alguns metros acima. O objetivo desse método é criar uma câmara de vapor, enquanto promove uma melhor varredura dos fluidos do reservatório. A razão do volume de vapor injetado por volume de óleo recuperado é um parâmetro decisivo na economicidade de projetos de injeção de vapor. No presente trabalho um estudo experimental do método SAGD foi desenvolvido para entender melhor o processo de drenagem gravitacional assistida por vapor na recuperação de óleo pesado. Aliando-se a isso, também foi investigada a injeção de nitrogênio combinado com vapor, o que contribui para o mecanismo de recuperação e para a redução em volume do vapor injetado, refletindo na economicidade do projeto. Simulações numéricas utilizando um software comercial foram realizadas visando a dar suporte às análises feitas. Os estudos foram conduzidos em escala de laboratório com óleo pesado da bacia do Espírito Santo. Os resultados obtidos mostram que a injeção de nitrogênio após certo período de injeção contínua de vapor, método conhecido como SAGD - Wind Down, reflete na redução considerável da razão vapor/óleo sem, no entanto, afetar de forma muito sensível a produção de óleo, quando comparado ao SAGD convencional Abstract: Thermal recovery methods made possible the production of heavy oil fields considered non-commercial with conventional recovery methods. The steam injection, in particular, improved itself over the years and is now a major cost-effective alternative for increasing the heavy oil recovery. In this context, the Steam Assisted Gravity Drainage (SAGD) is the process that uses two horizontal wells with the steam injector above the producer which stays at the base of the reservoir. The purpose of this method is to create a steam chamber, while promoting a better sweep of the fluid reservoir. The steam oil ratio is a decisive parameter in the economic viability of projects with steamflooding. In this paper, an experimental study of a SAGD cell was developed to understand better the steam assisted gravity drainage on the heavy oil recovery. Allied to this, it was also investigated the nitrogen injection combined with steam, which contributes to the recovery mechanism and a possible reduction in volume of steam injected, reflecting on the economy of the project. The studies were conducted in laboratory scale with heavy oil from the Espírito Santo basin. The results show that injection of nitrogen after a period of steamflooding, a method known as SAGD - Wind Down, reflects the considerable reduction in the steam oil ratio without, however, affect significantly the oil production, when compared to conventional SAGD Mestrado Reservatórios e Gestão Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientadores: Osvair Vidal Trevisan, Luís Fernando Lamas de Oliveira Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Elétrica e de Computação e Instituto de Geociências Resumo: A injeção convencional de água é uma técnica amplamente conhecida e usada para recuperar o petróleo que se encontra no reservatório. Não obstante, no passado, os efeitos da salinidade e da composição iônica das salmouras de injeção não foram profundamente estudados. Recentemente, uma nova técnica de recuperação de petróleo chamada de injeção de agua de baixa salinidade (LSWI pela sua sigla em inglês) surgiu e tornou-se popular como uma nova fonte de pesquisa devido aos casos de sucesso reportados que tem tido tanto no laboratório como em campo, principalmente em rochas areníticas. Embora poucos estudos foram feitos nas rochas carbonáticas e em relação à injeção convencional de água, tem-se documentado que ao injetar agua de baixa salinidade junto com os efeitos de íons potenciais se pode obter vantagens as quais vão melhorar a recuperação de petróleo. No caso das rochas carbonáticas, os pesquisadores propuseram muitos mecanismos os quais poderiam explicar como é que este método funciona ao melhorar a recuperação de petróleo, porém, os resultados deles não são conclusivos, já que têm algumas contradições fazendo que este método seja controverso. Acredita-se que esta técnica pode aumentar a preferência da rocha a ser molhada pela água não só por causa da injeção de água de baixa salinidade, mas também pela presença de alguns íons potencialmente determinantes na água de injeção como o SO42-, Ca2+ e Mg2+, os quais podem interagir com a superfície da rocha. Estes dois fatos podem então deslocar da superfície da rocha os ácidos carboxílicos que se encontram no petróleo, aumentando assim o fator de recuperação por causa de uma alteração da molhabilidade da rocha. Este trabalho focou-se em estudar o efeito potencial que tem os íons de sulfato e magnésio que estão na agua de injeção sob a recuperação de petróleo em rochas dolomíticas. Para atingir isso, foram feitos ensaios experimentais de recuperação de petróleo em condições de reservatórios para rochas dolomítica modelo, e variando a concentração iônica tanto do sulfato como do magnésio. Os resultados mostraram que é possível obter uma alta de recuperação de petróleo (13,68% of OOIP) ao alterar a concentração do sulfato em relação ao menor dado do fator de recuperação. Similarmente, mais petróleo pode ser produzido (+5,76 % of OOIP) como método terciário ao acrescentar a concentração do sulfato. Em contraste, evidenciou-se um efeito baixo da recuperação de petróleo (+0% and 2,61% of OOIP) na fase terciária ao diminuir a quantidade de sulfato na agua injeção. Por outro lado, os resultados da variação do íon Mg2+ revelam que quantidades consideráveis na recuperação de petróleo (26,05% of OOIP) podem ser produzidas como método secundário quando injetar a salmoura sem a presença do íon magnésio. Da mesma maneira, mais petróleo pode ser recuperado (+6,74% and 3,9% of OOIP) na fase terciária quando tiver uma redução da concentração deste íon. Pelo contrário, o aumento da concentração do magnésio obteve um baixo impacto na recuperação de petróleo (+1,84 of OOIP) como método terciário. Portanto, de acordo com esses resultados, estes dois íons parecem ter um potencial positivo na recuperação do petróleo. No caso do sulfato, a recuperação de petróleo responde ao aumento da quantidade deste íon na agua de injeção. Em um sentido diferente, uma redução na concentração do magnésio na injeção de água poderia aumentar o fator de recuperação de petróleo Abstract: It is known that conventional waterflooding is the most broadly technique used to recover oil from reservoirs. However, the effect of salinity and ion composition in injection brines on the oil recovery has not widely been studied in the past. Low salinity waterflooding (LSWF) is a prospective oil recovery method which has become popular in recent years as an important research area due to supported evidence from both laboratory and field tests, mainly in sandstones rocks. Despite little work have been done for carbonates rocks, it has been documented that injecting low salinity water, plus the effect of potential determining ions can have advantages for improving oil recovery compared to conventional formation water flooding. For carbonate rocks, researchers have proposed many mechanisms that would explain the principle behind improving the oil recovery, nonetheless, they are not conclusive because of the discrepancy in some results. It is believed that low salinity injection can improve the water wettability of carbonate surface. Also, the interaction between the presence of potential determining ions in injection brine such as SO42-, Ca2+ and Mg2+ and the rock surface, may displace adsorbed carboxylic acids present in the oil, increasing the wettability of the rock to more water-wet state. In this study, the work has been concentrated on studying the potential effect of sulphate and magnesium ions present in seawater on the oil recovery for dolomite rocks. To achieve this, laboratory coreflooding tests were performed at reservoir conditions on composite dolomite rocks from outcrops where these ions concentration in seawater was varied. The results revealed that substantial additional oil recovery (+13,68% of OOIP) can be produced for varying SO42- ion concentration compared to the lowest oil recovery value among all the phase type. Similarly, increasing the concentration of SO42- ion can achieve more additional oil recovery (+5,76% of OOIP) as tertiary phase type. In contrast, little effect of reducing sulphate ion concentration on the oil recovery (+0% and +2,61% of OOIP) was noticed as tertiary phase type. On the other hand, for varying Mg2+, the results shown that significant oil recovery (26,05% of OOIP) can be recovered when injecting seawater without magnesium ion content as secondary phase type. In the same way, reducing the concentration of magnesium ion is possible to produce more additional oil recovery (+6,74 % and +3,9% of OOIP) as tertiary phase type. On the contrary, low impact of increasing magnesium ion concentration on the oil recovery (+1,84% of OOIP) was obtained as tertiary phase type. Thus, sulphate and magnesium ions appear to have a positive response in the oil recovery. In the case of the sulphate ion, more additional oil recovery can be recovered when increasing the sulphate ion concentration in injection brines. In a different sense, oil recovery seems to increase when decreasing the magnesium ion concentration in the injection water Mestrado Reservatórios e Gestão Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Osvair Vidal Trevisan Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências Resumo: Reservatórios carbonáticos geralmente são caracterizados por serem meios porosos heterogêneos que apresentam algumas particularidades, dentre as quais se destacam a sua molhabilidade e a presença de algum tipo de fraturamento. A molhabilidade de carbonatos é, na maioria dos casos, preferencial ao óleo ou intermediária, o que significa que há um filme de óleo adsorvido na superfície da rocha. A presença de fraturas, ou outros canais de escoamento preferencial, como camadas de elevada permeabilidade próximas a camadas de permeabilidade menor, desviam o escoamento dos fluidos injetados, resultando em fatores de recuperação baixos. Assim, em meios porosos fraturados com molhabilidade ao óleo ou intermediária, é provável que grande parte do óleo não seja deslocado, resultando em saturações de óleo residual elevadas. Existem algumas técnicas que promovem a alteração da molhabilidade no sentido da preferência à água, das quais, mais recentemente se tem destacado a injeção de águas com composição projetada. Esta técnica consiste na injeção de salmouras com composição específica que tem a capacidade de reagir com o sistema rocha-fluidos e promover a dessorção do óleo da superfície porosa. A alteração da molhabilidade tem ainda maior importância quando um dos principais mecanismos de deslocamento de fluidos é a embebição capilar. Neste caso, se o meio poroso apresentar uma molhabilidade preferencial ao óleo, há uma maior dificuldade da salmoura presente nas fraturas escoar ao longo dos blocos de matriz, e, consequentemente, menor a produção de óleo presente nos blocos da matriz. Desse modo, quanto maior for a alteração da molhabilidade na direção preferencial à água, mais fácil será a sua embebição pelos blocos de matriz, e maior o deslocamento de óleo contido nesses blocos. Este trabalho pretende estudar o escoamento de fluidos em meios porosos fraturados com intuito de incrementar a recuperação de óleo pela injeção de águas com composição projetada. Foram utilizadas amostras de dolomitos, nas quais foi induzida uma fratura sintética através de um furo longitudinal que foi preenchido com areia. Foi utilizado um procedimento para que todas as amostras apresentassem uma saturação de água inicial de 10% e todas as amostras foram submetidas a um processo de envelhecimento, de forma a promover uma molhabilidade preferencial ao óleo. A injeção de salmoura ocorreu continuamente durante 30 dias e ao final desse período foi injetada uma nova salmoura com composição distinta. Os ensaios foram divididos em dois conjuntos: DFD1, onde regularmente foram realizadas tomografias computadorizadas a fim de se monitorar a variação da saturação de óleo; e DFD2, onde se efetuou a coleta dos fluidos produzidos à pressão e temperatura de ensaio (70°C e 600 psi). Diferentes mecanismos para alteração da molhabilidade foram estudados utilizando diferentes composições de salmoura. Ao injetar uma água depletada de cloreto de sódio é facilitado o acesso de íons cálcio, magnesio e sulfato, os quais apresentam maior potencial para a alteração da molhabilidade da rocha. A injeção de uma salmoura com baixa salinidade (água de mar vinte vezes diluída) promove o desequilíbrio iônico entre a rocha e os fluidos e é potencializada a dissolução da calcita, que acaba desprendendo parte do filme de óleo adsorvido na superfície. Nos ensaios realizados foi possível observar que a salmoura com maior potencial para a recuperação adicional de óleo foi a água do mar depletada de cloreto de sódio. Ao utilizar a tomografia computadorizada foi possível observar os efeitos de diferentes condições de contorno, e explicar porque a injeção de salmouras com pouco potencial para recuperar óleo apresentaram recuperações tão significativas. Apenas pela observação dos dados de produção de óleo não seria possível explicar os motivos que levaram e essa situação Abstract: Carbonate reservoirs are usually very heterogeneous and have some peculiarities, among which are their wettability and the presence of some type of fracturing. In most cases the wettability of carbonates is mixed or preferential to oil, which means that there is an oil film adsorbed on the porous surface. The presence of fractures or other preferential flow paths or channels like layers of high permeability near layers of lower permeabilities diverts the flow of the injected fluids, resulting in low recovery factors. Thus, in fractured porous media with oil or mixed wettability, it is expected that much of the oil will not be displaced, resulting in high residual oil saturations. There are some techniques that may alter the surface rock wettability towards a water-wetness condition. Lately, the injection of designed brine compositions has shown to be a technique with significant additional oil recoveries, by the alteration of the rock wettability. This technique consists on the injection of brine with specific composition which has the ability to react with the rock-fluid system and promote the desorption of the oil-film from the porous surface. The alteration in wettability is even more important when one of the main mechanisms of fluid displacement is the spontaneous imbibition. If the porous medium has an oil-wet preference there is no tendency to absorb the injected water, and consequently, lower quantities of the oil present in the matrix will be displaced. This work intends to study the flow in fractured porous media and evaluate the additional oil recovery by the injection of designed brine compositions. Samples of dolomites were used in which a synthetic fracture was induced through a longitudinal bore that was filled with sand. All the samples used presented an initial water saturation of 10% and were submitted to an aging process in order to promote a preferential wettability to the oil. The brine injection occurred continuously for a period of 30 days and at the end of that time a new brine with different composition was injected. The experiments were divided into two sets: DFD1, where regular CT scans were performed in order to monitor the fluids saturation variation; and DFD2, where the produced fluids were collected at the test pressure and temperature (70 ° C and 600 psi). Different wettability alteration mechanisms were studied using different compositions of injected brines. The injection of seawater depleted of sodium chloride intended to facilitate the access of Ca2+, Mg2+ and SO42- ions, which have a great potential for the alteration of rock surface wettability. The injection of brine with low salinity (sea water twenty times diluted) promotes an ionic instability between the rock and the fluids and the dissolution of the calcite is observed, which release part of the oil-film adsorbed on the surface. In the tests carried out, it was possible to observe that the brine with the greatest potential for the additional recovery of oil was seawater depleted of sodium chloride. Using computerized tomography, it was possible to observe the effects of different boundary conditions and also to explain why the injection of brines with lower potential to recover oil showed such significant recoveries. Only by analysis of the oil production data it would not e possible to explain the reasons that led to this situation Doutorado Reservatórios e Gestão Doutor em Ciências e Engenharia de Petróleo CNPQ

Orientadores: Osvair Vidal Trevisan, Nilo Ricardo Kim Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências Resumo: A interação geoquímica entre os minerais presentes nas rochas e os fluidos em contato pode sofrer mudanças e assim promover a reação de dissolução ou precipitação dos minerais induzindo às mudanças no meio poroso. A ocorrência das mudanças no equilíbrio geoquímico pode estar relacionada à composição do fluido de injeção ou de saturação e também devido às mudanças nas condições operacionais. De acordo com Hiorth et al. (2010), a concentração e composição da salmoura destacam-se como algumas das condições determinantes para a dissolução da rocha e, portanto, para a recuperação do óleo. O objetivo principal deste trabalho é avaliar a interação da injeção de água de baixa salinidade com rochas carbonáticas de um reservatório brasileiro utilizando quatro diferentes concentrações de salinidade em testes estáticos e dinâmicos mantendo as condições do reservatório em todo o teste experimental. A campanha experimental envolvendo os ensaios em regime estático contemplam o desenvolvimento de um aparato experimental e uma metodologia a fim de evitar problemas de precipitação de sais devido à despressurização e resfriamento do efluente durante sua drenagem, que foi concluída com sucesso. Foram investigadas quatro diferentes salinidades de água com o intuito de verificar o efeito da dissolução para o sistema rocha-fluido com ênfase na utilização de água de baixa salinidade. Os resultados relacionados ao comportamento de massa seca, porosidade e permeabilidade apontaram a ocorrência de ambos os fenômenos, precipitação e dissolução, para todas as concentrações de salmouras. Observou-se pouca alteração dos valores destes parâmetros, indicando que provavelmente não há prevalência do efeito gerado por um fenômeno sobre o outro. As análises de cromatografia iônica indicaram a dissolução do mineral calcita e precipitação da dolomita. A mineralogia média das rochas mostrou proporções praticamente equivalentes de calcita e dolomita na composição mineralógica das amostras. Min et al. (2016) apontaram em seu estudo que a presença de minerais não dissolvidos promove um comportamento de dissolução heterogêneo naquele local. Esse comportamento não é observado quando a rocha é composta de minerais com mesma reatividade. Nesse contexto, pode-se concluir que a composição mineralógica das amostras influenciou nas baixas taxas de dissolução observadas. Ainda, a composição semelhante de calcita e dolomita pode promover uma competição entre os fenômenos de dissolução e precipitação no método de quantificação dos mesmos, o qual foi observado por meio do comportamento das propriedades petrofísicas que apontaram uma variação não significativa para os valores encontrados nos diferentes ciclos. Para a campanha experimental referente aos ensaios dinâmicos, as mesmas condições de reservatório foram utilizadas bem como as mesmas salmouras, totalizando quatro salinidades diferentes. Os ensaios dinâmicos envolveram experimentos de injeção de águas de diferentes salinidades e foi possível avaliar os efeitos da dissolução/precipitação das amostras a partir da injeção. Novamente, avaliaram-se as mudanças nas propriedades petrofísicas da rocha e a composição iônica dos efluentes. Ainda, os ensaios dinâmicos foram realizados investigando-se duas diferentes vazões de injeção: 1 ml/min e 0,1 ml/min. A partir destes ensaios, observou-se que existem, de forma geral, três comportamentos ao longo do comprimento da rocha quanto aos fenômenos de dissolução e precipitação: regiões inertes, regiões reativas previsíveis e regiões reativas imprevisíveis Abstract: The geochemical interaction between minerals present in the rocks and fluids in contact may undergo changes and thus promote dissolution or precipitation reaction of the minerals inducing changes in porous medium. The occurrence of changes in geochemical equilibrium may be related to the composition of the injection or saturation fluid and also due to changes in operating conditions. According to Hiorth et al. (2010), concentration and composition of the brine stand out as some of the determinant conditions for dissolution of rock and, therefore, for oil recovery. The main objective of this work is to evaluate the interaction of low salinity water injection with carbonate rocks of a Brazilian reservoir using four different concentrations of salinity in static and dynamic tests, maintaining the reservoir conditions throughout the experimental test. The experimental campaign involving static regime trials involves the development of an experimental apparatus and a methodology to avoid problems of salt precipitation due to depressurizing and cooling of effluent during its drainage, which was successfully completed. Four different water salinities were investigated in order to verify the dissolution effect for the rock-fluid system, with emphasis on the use of low salinity water. The results related to the dry mass behavior, porosity and permeability indicated occurrence of phenomena precipitation and dissolution, for all brines concentrations. There was little change in the values of these parameters; there is probably no prevalence of one phenomenon over the other. The analysis of ionic chromatography indicated dissolution of calcite mineral and precipitation of dolomite. The average mineralogy of the rocks showed practically equivalent proportions of calcite and dolomite in the mineralogical composition of the samples. Min et al. (2016) pointed out in their study that the presence of undissolved minerals promotes heterogeneous dissolution behavior at that site. This behavior is not observed when rock is composed of minerals with the same reactivity. In this context, it can be concluded that mineralogical composition of the samples influenced low dissolution rates observed. Also, the similar composition of calcite and dolomite can promote a competition between dissolution and precipitation phenomena in the quantification method, which was observed by means of petrophysical properties behavior that pointed a nonsignificant variation to the values found in the different cycles. For experimental campaign concerning the dynamic tests, same reservoir conditions were used and same four different salinities brine. The dynamic tests involved experiments of water injection of different salinities and it was possible to evaluate the effects of dissolution/precipitation samples from the injected fluid. Again, the changes in rock petrophysical properties, as well as the investigation of ionic composition of effluents, were evaluated. The dynamic assays were performed by investigating two different injection rates: 1 ml/min and 0.1 ml/min. From these tests, it was observed that there are, in general, three behaviors along the rock length about dissolution and precipitation phenomena: inert regions, predictable reactive regions, and unpredictable reactive regions Mestrado Reservatórios e Gestão Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientadores: Osvair Vidal Trevisan, Janeth Alina Vidal Vargas Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências Resumo: Há reservatórios carbonáticos conhecidos por sua elevada taxa de CO2 no óleo. Uma das possibilidades para manejo do gás sem problemas ambientais é reinjetá-lo no reservatório. Injeção de água carbonatada tem atenção crescente em pesquisas por ser uma técnica mais vantajosa comparada à injeção de CO2 gasoso, dada a melhora da mobilidade. O objetivo desse estudo é avaliar o fenômeno da dissolução e precipitação durante a injeção de água carbonatada em rochas carbonáticas. Esses efeitos são identificados pela análise da variação da porosidade por meio de imagens computadorizadas de tomografia de raio-X e perfil de permeabilidade, determinado indiretamente pelos transdutores de pressão que medem o diferencial de pressão do fluido no início e na saída do porta-testemunho. Ensaios de deslocamento foram realizados com dois porta-testemunhos em série para representar regiões diferentes do reservatório, por meio da injeção de solução salina saturada com 25% de CO2 em amostras de reservatório, compostas de dolomita, calcita e argila. Os testes foram realizados usando as seguintes condições de reservatório: 8500, 7500 e 8250 psi a 70°C, usadas para cada cenário. O objetivo foi investigar as mudanças na porosidade por meio de CT scans. A permeabilidade foi determinada indiretamente por transdutores de pressão que mediam o diferencial de pressão do fluido na entrada e na saída dos porta-testemunhos. Baseando-se nos dados experimentais fornecidos pelas imagens de CT, foi possível visualizar o aumento ou redução da porosidade durante a injeção de água carbonatada, devido à co-existência de dissolução (aumento de porosidade) e precipitação (redução de porosidade) ao longo das amostras. Esses fenômenos foram observados nas regiões com maior heterogeneidade de porosidade. Em adição, a mineralogia das amostras é composta por três minerais, que influenciam a capacidade de reação com água carbonatada. Para o primeiro experimento, a amostra localizada no primeiro porta-testemunho apresentou um aumento de porosidade, enquanto a do segundo apresentou uma redução. Por outro lado, a permeabilidade sofreu um aumento significativo para ambos porta-testemunhos, acredita0se que a injeção promoveu um fluxo por caminho preferencial (wormhole) que afetou consideravelmente a permeabilidade da rocha. Para o segundo experimento, a rocha localizada no primeiro porta-testemunho apresentou um aumento de porosidade para todo o comprimento e para a segunda amostra houve um aumento menor do que o da primeira. Nenhum aumento de permeabilidade foi observado nas amostras. Para o terceiro experimento houve um aumento de porosidade médio na amostra do primeiro porta-testemunho e uma considerável redução de permeabilidade. A pesquisa inovou por usar amostras de carbonato de reservatório do pré-sal brasileiro com mineralogia basicamente composta por dolomita, calcita e argila. Além disso, o trabalho experimental foi realizado em condições operacionais de reservatório Abstract: Some carbonate reservoirs are known by its huge amount of CO2 in the oil. One possibility to handle this gas without environmental problems is to reinject it into the reservoir. Injection of carbonated water has been drawing attention because it is an advantageous technique when compared to gaseous CO2 injection, due to its improvement in mobility in the reservoir. The objective of this study is to evaluate the phenomenon of dissolution and precipitation during carbonated water injection in carbonate rocks. These effects are identified by analyzing the porosity variations through X-ray computer tomography images and permeability profile, determined indirectly by pressure transducers that measured the differential pressure by the fluid at the inlet and outlet of the core holders. Coreflooding tests were carried out with two core holders in series to represent different regions at the reservoir by the injection of brine saturated with 25% of CO2 in reservoir samples, composed of dolomite, calcite and clay. The tests were performed using the following reservoir conditions of 8,500, 7500 and 8250 psi at 70°C were used for each scenario. The purpose was to investigate the changes in porosity by CT scans. The permeability was determined indirectly by pressure transducers that measured the differential pressure by the fluid at the inlet and outlet of the core holders. Based on the experimental data provided by CT images, it can be seen that the core porosity increase or decrease during carbonated water injection due to coexistence of dissolution (increase of porosity) and precipitation (decrease of porosity) along the samples. These phenomena are observed in regions with high heterogeneity in porosity. In addition, the mineralogy of the cores is composed by three minerals, which influence in the capacity of reaction with carbonated water. For the first experiment, the core placed in the core holder one presented a porosity increase and the second one decreased. On the other hand, the permeability showed a significant increase for both cores, it is believed that, the injection promoted a preferential way flow (wormhole) that affected considerably the permeability of the rock. For the second experiment, the core placed in the first core holder presented a porosity increase along all the sample length and the second one showed an increase lower than the first sample. The permeability does not show an increase for both samples.The third experiment reports an increase in the porosity average in the sample located in the first core holder and a considerable decrease in permeability. The novelty of the investigation is that the experiments were carried out using Brazilian pre-salt carbonate reservoir rocks with mineralogy composed basically by dolomite, calcite and clay. Also, experimental work was performed at reservoir operational conditions Mestrado Reservatórios e Gestão Mestra em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientadores: Osvair Vidal Trevisan, Erika Tomie Koroishi Blini Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências Resumo: Os métodos de recuperação avançada de petróleo que utilizam o CO2 como fluido de injeção acompanham alguns desafios associados às reações químicas entre a rocha, o fluido de injeção e petróleo. Estes processos frequentemente induzem mudanças substanciais nas propriedades petrofísicas (porosidade e permeabilidade) das rochas do reservatório. Um melhor entendimento destes fenômenos pode, por exemplo, diminuir potencialmente o risco de se cometer erros no desenvolvimento de um reservatório de hidrocarbonetos e também levar a uma melhor política ambiental de estocagem de CO2 no subsolo. Esta dissertação tem como objetivo investigar as mudanças nas propriedades petrofísicas de amostras de coquina de afloramento sujeitas à injeção de água carbonatada em diferentes vazões de injeção. Estas diferentes vazões foram escolhidas de modo a varrer uma maior gama de regimes de dissolução. Este trabalho consistiu em uma análise laboratorial das mudanças nas propriedades petrofísicas em coquinas devido à injeção de água carbonatada em condições de alta pressão (2.000 psi) e temperatura ambiente (18oC). As rochas utilizadas foram coquinas de afloramento análogas ao pré-sal brasileiro, e as condições de vazão variam desde 0,025 ml/min até 2 ml/min sendo que para o primeiro experimento as vazões empregadas foram: 0,1; 0,5 e 2 ml/min. Já para o segundo experimento, as vazões foram mais baixas: 0,025; 0,075; 0,1 e 2 ml/min. As definições operacionais do segundo experimento levaram em conta os desafios e aprendizados do primeiro. As mudanças visaram atingir outro regime de dissolução e uma maior quantidade e qualidade dos dados obtidos. Para a avaliação das propriedades petrofísicas, um porta-testemunho especial com seis tomadas de pressão foi utilizado acoplado a transdutores de pressão, assim como a análise dos efluentes e tomografias computadorizadas de raios-X ao longo dos experimentos. Devido ao pioneirismo e aos desafios associados à montagem experimental, diversas metodologias foram desenvolvidas em parceria com o Laboratório de Métodos Miscíveis e de Recuperação (LMMR). Foram observados aumentos de permeabilidade muito acentuados no primeiro experimento, já no segundo houve um aumento seguido por uma posterior redução brusca. Estes efeitos foram atribuídos a dissolução (no caso dos aumentos), e à precipitação (para o caso das reduções). Utilizando os resultados obtidos das propriedades petrofísicas foi possível obter uma estimativa dos valores de Péclet e Damköhler, números adimensionais que definem o regime de dissolução, que concordaram com os regimes observados através das imagens de tomografia. No primeiro experimento houve um aumento de 2,4% na porosidade e 11,8D na permeabilidade. A permeabilidade aumentou na totalidade da amostra, porém este aumento não foi uniformemente distribuído. A região próxima a face de injeção sofreu maiores aumentos, o que é esperado visto que o fluido injeção penetra na amostra quimicamente desbalanceado e conforme avança ao longo do comprimento da amostra torna-se mais estável quimicamente com a rocha. Porém, um comportamento similar foi observado na região de produção da amostra, o que indica uma grande heterogeneidade petrofísica da amostra. Foi possível observar a formação de um wormhole dominante conectando as faces de entrada e saída do testemunho por um canal preferencial com baixa resistência ao fluxo. No segundo experimento observou-se grande heterogeneidade petrofísica como no primeiro. A porosidade aumentou em 0,5% e a permeabilidade aumentou em 2,79 D. Houve a formação de um wormhole possivelmente ramificado, mas sem a formação de um canal preferencial ao fluxo Abstract: The enhanced oil recovery methods which utilize the CO2 as an injection fluid are accompanied by some challenges associated with the chemical reactions between the rock, the injection fluid and the oil. These processes frequently create substantial changes in the petrophysical properties (porosity and permeability) of the reservoir rock. A better understanding of these phenomena may, for example, potentially reduce the risk of making mistakes in the development of a hydrocarbon reservoir and also to lead to a better environmental policy of CO2 stockage underground. This dissertation has as objective to analyze the process of dissolution and the changes associated to it. Some phenomenon like the creation of preferential paths known as wormholes occur in carbonate rocks and influences in an intense way the reservoir permeability. This work consisted of a laboratory analysis the petrophysical properties changes of coquinas due to the injection of carbonate water in high pressure (2,000 psi) and room temperature (18oC) conditions. The rocks used in this work are outcrop coquinas analogous to the Brazilian pre-salt, and the flow conditions vary from 0.025 ml/min to 2 ml/min in the two experiments. The first experiment used high flow rates of 0.1; 0.5 and 2 ml/min, and the second experiment used low flow rates of 0.025; 0.075; 0.1 and 2 ml/min. To evaluate the petrophysical properties, a special coreholder with six pressure taps was coupled to pressure transducers, effluent analysis and X-ray computerized tomography were used through the experiment. Due to the pioneering and the challenges associated with the experimental setup, various methodologies were developed in association with the Laboratory of Miscible and Recuperation Methods (LMMR). Steep permeability increases were observed in the first experiment, while in the second there was an increase followed by a great decrease. These effects were attributed to the dissolution (when the permeability increased), and to the precipitation (in the cases of reduction). Using the experimental results of the petrophysical properties it was possible to estimate the values of the Péclet and Damköhler dimensionless numbers, which define the dissolution regime, and they were in agreement with the behavior observed in the tomography images. There was an increase of 2.4% in the porosity and 11.8 D in the permeability for the first experiment. The permeability increased in the whole sample, but this increase was not evenly distributed. The region close to the injection suffered the greatest increases, which is expected since the injection fluid enters the sample chemically unbalanced and as it advances through the sample length it becomes more chemically stable with the rock. However, a similar behavior was observed in the production region of the sample, which indicates a high degree of petrophysical heterogeneity of the sample. It was possible to observe the formation of a dominant wormhole connecting both inlet and outlet faces of the core and creating a preferential channel with low resistance to the flow. In the second experiment a great degree of petrophysical heterogeneity was observed as in the first experiment. Porosity increased by 0.5% and permeability by 2.79 D. There was the formation of a wormhole possibly ramified, but without the creation of a preferential channel to the flow Mestrado Reservatórios e Gestão Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo CNPQ 134491/2016-5

Orientador: Osvair Vidal Trevisan Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências Resumo: Diversos estudos têm sido conduzidos sobre a injeção de água de baixa salinidade em carbonatos, motivados pela importância da técnica no contexto da exploração de petróleo mundial. As várias tentativas de reproduzir o mais fielmente possível em laboratório as condições de campo demonstram o quanto os resultados podem ser influenciados por muitas variáveis. Resultados recentes mostram que o sulfato influencia a recuperação, seja na água de formação ou precipitado na forma de minerais. O presente trabalho busca investigar a influência do íon sulfato na recuperação de petróleo em carbonatos, para isso, foram utilizados ensaios de deslocamento forçado em dolomitos com óleo de um campo do pré-sal brasileiro. Para estudar a recuperação e as diferenças causadas pelo sulfato inicial, realizaram-se ensaios duplicados, modificando-se apenas a preparação das amostras durante a saturação com água de formação. Foram estudados ainda os efeitos da temperatura (65 e 110 °C) e da composição das salmouras de injeção. O aumento da concentração do íon sulfato e a redução da salinidade total também foram investigados ao se utilizar duas sequências de três fluidos nos ensaios de injeção: uma de soluções cada vez mais diluídas e outra com aumento da concentração de sulfato. Ainda, visando a minimização dos efeitos de borda, foram utilizadas duas amostras em sequência durante os ensaios experimentais . Ganhos de produção foram observados a cada injeção de água, os incrementos de recuperação para a água do mar foram sempre maiores que 10% do volume de óleo produzido anteriormente pela injeção de água do mar dessulfatada. Para soluções diluídas duas vezes após a água do mar, foram observados incrementos de 5,6% até 20,0% do volume recuperado anteriormente. Houve antecipação da produção em rochas que continham maior quantidade de sulfato inicial na água de formação, acima de 7% de diferença do volume recuperado do OOIP aos 4 VPI obtido por meio da injeção de água do mar. A presença de sulfato e as diluições da água do mar influenciaram positivamente a recuperação, mas esse efeito não é linear e está associado a fatores como concentração do íon e temperatura. Ainda há divergência sobre os mecanismos envolvidos na injeção de água de baixa salinidade. Entender como o sulfato que já está presente na rocha influencia a produção é importante para validar ensaios em escala de laboratório Abstract: Low salinity water injection on carbonates has been receiving a significant attention. Several studies had been carried out, influenced by the relevance of the technique to the world scenario. The attempts to reproduce field parameters in laboratory show the impact of certain variables. Recent reports point the effect of the presence of initial sulphate on rock on oil recovery process, this presence may be on the matrix as a solid or dissolved in formation water. This present work pursuits to deep the knowledge about the sulphate ion influence on the oil production. Therefore displacement tests have been carried out with outcrops of dolomites saturated with Brazilian pre-salt oil. As an attempt to understand the oil recovery and the mechanism behind the presence of initial sulphate, it has been performed tests with the same rocks, changing only the stage of preparation before the rock saturation with formation water. Two temperatures were investigated (65°C e 110°C) besides the changing of composition of the injected brines. The two sequences studied were injected: one of diluted solutions and another increasing sulphate concentration. Each injection sequence was composed by three fluids. Bump flow was not adopted hence it has been set two sequencial samples to minimize end effects. Additional gains on oil production were observed. The additional recovery to sea water injection was always bigger than 10% of the previously produced oil from sea water without sulphate. For the diluted water sequence were observed gains of 5.6% up to 20.0% in oil recovery with injection of brine twice diluted comparing to previously recovered with sea water. Recovery antecipation was observed on the experiments that had a great content of sulphate on the formation water, a difference of more than 7% of the OOIP produced at 4 PVI was observed between the two experiments for injection of sea water. The presence of sulphate and the diluted brine influenced positively the recovery, however the effect is not linear and it is influenced by factors such as ion concentration and temperature. There are still divergences about the mechanisms of low-sal injection. Within the peculiarities of dissolution theory, the understanding of how the ion sulphate already inside the porous media impact the recovery is important to validate lab-scale experiments Mestrado Reservatórios e Gestão Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientadores: Osvair Vidal Trevisan, Eddy Ruidiaz Muñoz Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica Resumo: To investigate the effects of reducing total salinity and NaCl in the injection water on carbonate plugs under real reservoir conditions, a set of three coreflooding experiments for each case were performed. The results allowed the identification of the effects of low salinity water injection in oil recovery, and the influence of some rock mineral dissolution or precipitation in the permeability of the porous media. Experiments were performed under reservoir conditions, reservoir core plugs and live oil. The experimental apparatus was designed to mimic a secondary, tertiary and ultimate stage of the oil production. Firstly, the reservoir plugs were cleaned, dried, saturated with formation water and flooded with dead oil to obtain the initial saturation of water. Secondly, the samples were aged for at least two weeks to restore the wettability of the rock. Thirdly, cores were assembled in a hassler core-holder to switch the oil phase, from crude oil to live oil present in the rock, and finally, three brines in each case with different salinities and different concentrations of NaCl were injected in the rock to evaluate its oil recovery in each test. Experiments showed which brine would have the best oil recovery in a secondary stage; however, no additional oil recovery was obtained by the reduction of the total salinity or reduction in NaCl in the injection brine. Values of pressure drop obtained during the test by pressure transducers installed in the apparatus showed a decrease in some cases with the injection of some reduced brine salinity, leading to think that the permeability of the porous media had an increase because of mineral dissolution Abstract: Para investigar os efeitos da redução da salinidade total e NaCl na água de injeção em carbonatos sob condições reais de reservatório, um conjunto de três experimentos de dislocamento forçado para cada caso foi realizado. Os resultados permitiram a identificação dos efeitos da injeção de água com baixa salinidade na recuperação de óleo ea influência de alguma dissolução ou precipitação do mineral na permeabilidade do meio poroso. Os experimentos foram realizados sob condições de reservatório, amostras de reservatório e óleo vivo. O aparato experimental foi projetado para imitar um estágio secundário, terciário e final da produção de petróleo. Primeiramente, as amostras foram limpas, secos, saturados com água de formação e inundados com óleo morto para obter a saturação inicial da água. Em segundo lugar, as amostras foram envelhecidas por pelo menos duas semanas para restaurar a molhabilidade da rocha. Em terceiro lugar, os núcleos foram montados em um porta-núcleo hassler para trocar a fase oleosa do petróleo morto para o óleo vivo presente na rocha e, finalmente, três salmouras em cada caso com diferentes salinidades e diferentes concentrações de NaCl foram injetadas na rocha. avaliar sua recuperação de óleo em cada teste. Experimentos mostraram qual salmoura teria a melhor recuperação de óleo em um estágio secundário; no entanto, nenhuma recuperação adicional de óleo foi obtida pela redução da salinidade total ou redução de NaCl na salmoura de injeção. Valores de queda de pressão obtidos durante o teste por transdutores de pressão instalados no aparelho mostraram uma diminuição em alguns casos com a injeção de salinidade de salmoura reduzida, levando a pensar que a permeabilidade dos meios porosos teve um aumento devido à dissolução mineral Mestrado Reservatórios e Gestão Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo Funcamp 01-P-27842/2016

Orientador: Osvair Vidal Trevisan Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências Resumo: Mais da metade das reservas de petróleo do mundo estão localizadas em reservatórios carbonáticos, e no contexto brasileiro do pré-sal, apresentam altas quantidades de CO2. Devido à problemas ambientais relacionados às emissões de dióxido de carbono, uma das soluções é sua re-injeção no reservatório. Os processos de injeção de CO2 em rochas carbonáticas envolvem reações entre a salmoura ácida e a rocha. Essas interações promovem mudanças petrofísicas na estrutura da rocha devido a dissoluções ou precipitações de calcita. O objetivo deste trabalho foi investigar em escala de poros utilizando a técnica de microtomografia de raios-x, as alterações do meio poroso através da injeção de salmoura carbonatada de alta salinidade. A metodologia desenvolvida neste trabalho foi aplicada a duas rochas coquinas com significativa presença de microporosidade. Dados de porosidade e permeabilidade foram tomados antes e depois dos testes, com porosímetro e permeabilímetro. Esses valores foram posteriormente comparados com os resultados de permeabilidade (obtidas pelo diferencial de pressão) e de porosidade (por microtomografia de raios-X). As análises das imagens de microtomografia foram realizadas utilizando a técnica de segmentação de três fases, onde foram separadas as fases de macroporos, microporos e grãos. Com o desenvolvimento de dois experimentos a temperatura de 65°C e pressão de 2000 psi, os ensaios procuram representar, para duas vazões diferentes de injeção, os padrões de dissolução para a rocha coquina e localizar as regiões onde as mudanças no meio poroso ocorreram. Para o primeiro experimento utilizou-se uma vazão de injeção de 0,1 cm³/min e para o segundo experimento uma vazão de injeção de 0,5 cm³/min. As duas vazões foram escolhidas para representar diferentes regiões dentro do reservatório. Os resultados de laboratório mostram que inicialmente ocorre uma perda de injetividade no sistema e posterior aumento da permeabilidade. Após cinquenta volumes porosos injetados, encontrou-se padrões de dissolução na forma de caminhos preferenciais. O uso de mapeamento através de histograma 2D das imagens pré e pós-dissolução mostraram que ocorrem precipitação e dissolução simultaneamente em toda a amostra, porém as reações são maiores nas regiões próximas à face de injeção. Os resultados dos fluidos produzidos mostram que há uma boa concordância entre os valores de porosidade medidos em laboratório e através de cromatografia de íons Abstract: More than half of the world's oil reserves are located in carbonate reservoirs, and in the Brazilian pre-salt context, contain high amounts of CO2. Due to environmental issues related to CO2 emissions, one of the solutions is the CO2 re-injection into the reservoir. The processes of CO2 injection in carbonate rocks involve reactions between the acidic brine and the rock. These interactions promote changes in the rock structure due to calcite dissolution or/and precipitation. The objective of this work was to investigate in pore scale using the technique of x-ray microtomography, the alterations of the porous medium through the injection of high salinity carbonated brine. With the development of two experiments at 65 °C and 2000 psi, the experiments will represent for two different flow rates the dissolution patterns for the coquine rock and find the regions where the changes occurred in the porous medium. The methodology developed in this work was applied to two coquine rocks with high presence of microporosity. Porosity and permeability data were obtained before and after the experiments using a porosimeter and a permeabilimeter. The measured laboratory values were compared to the permeability (obtained from differential pressure) and porosity (through X-ray microtomography images). Microtomography images were analyzed using a three-phase segmentation technique, which separates macropores, micropores and grain phases. For the first experiment we used a flow rate of 0.1 cm3/min and for the second experiment a flow of 0.5 cm3/min. The two flow rates were selected to simulate different regions in the reservoir. The laboratory results show an initial loss of injectivity in the system with reduction and subsequent increase of permeability. After several pore volumes injected, dissolution patterns in the form of wormholes were found. The use of mapping through 2D histograms for the pre- and post-dissolution images showed the occurrence of precipitation and dissolution in the entire sample, although the reactions are stronger in the vicinities of the injection face. The produced fluids results showed that there is a good agreement between the porosity values measured in laboratory and through ion chromatography Doutorado Reservatórios e Gestão Doutor em Ciências e Engenharia de Petróleo CAPES 88881.134987/2016-01

Orientador: Osvair Vidal Trevisan Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica, Instituto de Geociências Resumo: Descobertas recentes no pré-sal brasileiro revelaram quantidades significativas de petróleo associadas a grandes quantidades de CO2 em reservatórios carbonáticos. O CO2 produzido não pode ser liberado para a atmosfera devido ao efeito estufa. Injeção de Água Alternada com Gás CO2 é um método conhecido de Recuperação Melhorada de Petróleo utilizado para aumentar a recuperação de campos de óleo e pode ser aplicado nos campos do pré-sal. O CO2 injetado pode interagir com os fluidos no reservatório e mudar as propriedades da rocha carbonática. Quando o CO2 dissolve na água, forma o ácido carbonico, causando a dissolução dos minerais carbonáticos na rocha (principalmente calcita e dolomita). Isto pode causar mudanças nas propriedades de escoamento na rocha, principalmente a porosidade e permeabilidade, e o seu impacto não foi quantificado nas condições do pré-sal brasiliero (9.000 psi e 64oC). Tendo isso em mente, este trabalho experimental tem como objetivo principal o de avaliar como a porosidade e permeabilidade de rochas carbonáticas mudam devido à exposição de CO2 e água em condições próximas às dos reservatórios do pré-sal. Um objetivo secondário também foi definido como o de delinear as melhores práticas para a medição de porosidade e permeabilidade em condições de laboratório. O primeiro objetivo foi alcançado através de dois estudos experimentais em reatores: o primeiro, projetado para avaliar como a permeabilidade e porosidade de amostras de coquina e dolomita varia em sistemas de água fresca/CO2, com variação de pressão (até 9.000 psi) e temperatura constante; o segundo, para avaliar a variação das mesmas propriedades nas mesmas amostras de rocha, em sistemas de salmoura/CO2 em alta pressão (9.000 psi), temperatura constante e salmoura de salinidade variável. Foi concluído que a taxa dissolução diminiu com o tempo, aumenta com a pressão e porosidade inicial. Também foi constatado que a taxa de dissolução é inversamente proporcional com a salinidade da salmoura. A taxa de dissolução de coquina é maior que a da dolomita. Foi observado que a despressurização do reator de alta pressão poderia causar diminuições na porosidade e permeabilidade da rocha. O procedimento experimental proposto no segundo estudo experimental diminuiu este efeito. Em geral, quando a taxa de dissolução aumenta, a porosidade e permeabilidade das rochas aumentam também. O segundo objetivo foi alcançado comparando os valores de permeabilidade à gás e líquido medidos em laboratório de amostras de coquina e dolomita, assim como, avaliando medidas de porosidade e permeabilidade à gás de amostras de coquina, dolomita e arenito. Foi visto que, com o aparato experimental utilizado, não foi possível realizar a análise de Klinkenberg para converter permeabilidade à gás em permeabilidade à liquido. Também foi visto que a diminuição de permeabilidade com o aumento do diferencial de pressão utilizado na medade é mais evidente em rochas carbonáticas e que a permeabilidade média a gás da mesma amostra, medida nas mesmas condições, pode ser utilizada para avaliar a variação da permeabilidade da amostra Abstract: Recent discoveries in brazilian pre-salt fields revealed significant quantities of oil associated with high quantities of CO2 in carbonate reservoirs. The produced CO2 may not simply be liberated in the atmosphere due to the Greenhouse Effect. Water alternating Gas (WAG) injection together with CO2 is a well know Enhanced Oil Recovery (EOR) Method used to increase recovery in oil fields and may be applied in the pre-salt fields. The injected CO2 will interact with the fluids in the reservoir and change the carbonate rocks properties. When CO2 dissolves in water, it forms carbonic acid, causing the dissolution reaction of the carbonate minerals in the rock (mainly calcite and dolomite). This will change the rock flow properties, mainly porosity and permeability, and its impact has not been fully quantified in pre-salt conditions (9,000 psi and 64oC). Therefore, this experimental work has the main objective of evaluating how permeability and porosity of carbonate rocks changes due to exposure of CO2 and water at conditions close to that of the pre-salt reservoirs. A secondary objective was also defined as to delineate the best practices for measuring porosity and permeability in laboratory conditions. The first objective was achieved by two batch dissolution experimental studies: the first one, designed to evaluate how the permeability and porosity of coquina and dolomite outcrop rocks varies in fresh water/CO2 systems, with increasing pressure (up to 9,000 psi) at constant temperature (64oC); and the second, to evaluate the variation of the same properties for the same rock types, in high pressure (9,000 psi) brine/CO2 systems at constant temperature and varying brine salinity. It was concluded that dissolution rate decreases with time, it increases with the pressure and with initial porosity. Also, dissolution rate is inversely proportional with brine salinity. Coquina¿s dissolution rate is higher than Dolomite¿s. It was found that the depressurization of the high pressure vessel could cause decreases in porosity and permeability of the rock. The experimental procedure proposed in the second experimental study decreased this effect. In general, as the dissolution rate increases, the permeability and porosity of the rocks increases as well. The secondary objective was achieved by comparing gas permeability and liquid permeability measured in laboratory of coquina and dolomite rock samples and assessing gas porosity and permeability measurement of coquina, dolomite and sandstone samples. It was found that with the used experimental set-up it was not possible to perform Klinkenberg¿s analysis to convert gas permeability into liquid permeability. It was also found that the decrease in permeability with increase in measuring pressure differential is more evident in carbonate rocks and the average gas permeability of the same sample, measured at the same conditions can be used to evaluate the variation of the sample¿s permeability Mestrado Reservatórios e Gestão Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Osvair Vidal Trevisan Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica, Instituto de Geociências Resumo: A injeção de água carbonatada é uma técnica que é conhecida por causar alteração mineral em reservatórios de carbonato, principalmente associados à dissolução da rocha. O principal objetivo desta pesquisa é o desenvolvimento de uma metodologia experimental para avaliar o impacto da dissolução da rocha de carbonato, tanto perto do poço como longe, devido à injeção de água carbonatada em condições de alta pressão. O trabalho relata os efeitos da dissolução em amostras de dolomita de afloramento durante o escoamento com água carbonatada à pressão de 8500, 8250 e 7500 psi e temperatura de 70 ° C, em termos de variações de porosidade e permeabilidade. O fluido de injeção é água do mar contendo 21,5% de CO2. A montagen experimental foi desenvolvida a partir de dois porta testemunhos conectados em série para realizar experimentos de injeção de água carbonatada. O primeiro porta testemunho reproduz os efeitos de dissolução que ocorrem perto do poço (zona do poço), enquanto o segundo representa os efeitos de dissolução mais distantes no reservatório (zona do reservatório). A Tomografia Computadorizada de raios-X (TC) proporcionou aquisição de imagens permitindo a avaliação da evolução da porosidade nas amostras ao longo do teste. As experiências mostraram uma tendência de aumento da porosidade para a amostra montada no primeiro porta testemunho, o que pode ser associado à dissolução da rocha. A quantidade de moles dissolvidos confirmou o comportamento em relação aos fenômenos de dissolução. As amostras de fluidos dos efluentes coletadas na saída do sistema foram analisadas quantitativamente pela Cromatografia Iônica (IC). O conteúdo de cálcio indicou a ocorrência de dissolução. O perfil de porosidade espacial para o primeiro porta testemunho mostrou variação de porosidade nos primeiros centímetros da amostra de rocha. No segundo, a porosidade permaneceu inalterada durante todo o teste, o que indica que o efeito de dissolução teve um impacto maior na primeira amostra do que na segunda. Observou-se que os efeitos de dissolução mais altos e mais baixos ocorreram em regiões de porosidade inicial de meio poroso maior e menor, respectivamente. O padrão pode ser explicado pela variação na velocidade intersticial que, em regiões de maior porosidade, assume valores mais baixos, promovendo um maior tempo de contato entre rocha e água carbonatada e favorecendo um aumento na dissolução da rocha. A tendência inversa é observada em regiões de porosidade inferior, onde um aumento na velocidade intersticial reduziu esse tempo de reação. O comportamento da permeabilidade foi analisado através dos valores de queda de pressão ao longo da amostra para todo o experimento, registrados pelos transdutores de pressão instalados em cada porta testemunho. As experiências mostraram um comportamento de permeabilidade constante para as amostras montadas no porta testemunho, apesar de apresentar uma tendência de aumento nos valores de porosidade. No caso das amostras colocadas no segundo porta testemunho, todas apresentaram uma menor porosidade para os tres ensaios. Esse comportamento está relacionado com o bloqueio do meio poroso pelos minerais dissolvidos na primeira amostra e que se precipitaram na segunda amostra. O desenvolvimento e comissionamento do aparato experimental para investigar os efeitos da dissolução da rocha nas condições do reservatório foi um desafio bem superado Abstract: Carbonated water injection is a technique that is known to cause mineral alteration in carbonate reservoirs, mainly associated with rock dissolution. The main objective of this research is the development of an experimental methodology to assess the impact of carbonate rock dissolution both near the wellbore and far from it due to injection of carbonated water at high pressure conditions. The work reports the effects of dissolution on outcrop dolomite samples during core flooding with carbonated water at pressure of 8500, 8250 and 7500 psi and temperature of 70? C, in terms of porosity and permeability changes. The injection fluid is seawater containing 21.5% ? of CO?_2. The experimental setup was assembled and commissioned arranging two coreholders connected in series in order to carry out carbonated water injection experiments. The first core-holder reproduces the dissolution effects that occur near the wellbore (wellbore zone), while the second core-holder represents the dissolution effects deeper into the reservoir (reservoir zone). X-ray Computed Tomography (CT) provided image acquisition allowing the evaluation of porosity evolution in the samples along the test. Experiments showed a porosity increase tendency for sample assembled in the first core-holder, what can be associated with the rock dissolution. The amount of dissolved moles afforded the behavior regarding to dissolution phenomena. Effluent fluid samples collected at system outlet were analyzed quantitatively by Ionic Chromatography (IC). The calcium content indicated the occurrence of dissolution. Spatial porosity profile for first core-holder showed porosity variation at the first centimeters of the rock sample. In the second core-holder, the porosity remained unchanged during the entire test, which indicates that dissolution effect has had a higher impact on the first sample than on the second one. It was noted that the highest and lowest dissolution effects occurred in regions of higher and lower porous media initial porosity, respectively. The pattern can be explained by the variation in interstitial velocity that, in higher porosity regions, assumes lower values, promoting a higher contact time between carbonated water and rock and favoring an increase in rock dissolution. The opposite trend is seen in lower porosity regions, where an increase in interstitial velocity reduced the reaction time between the carbonated water and the rock. Permeability behavior was analyzed through the pressure drop values along the sample for the entire experiment, registered by pressure transducers installed at each coreholder. Experiments showed a constant permeability behavior for the samples assembled in the first coreholder, despite the porosity tendency to increase. In the case of samples placed in the second coreholder, all presented a lower porosity for the three experiments; this behavior is related with the porous media blockage by the minerals dissolved in the first sample and were precipitated at second sample. The development and commissioning of the experimental apparatus to investigate effects of rock dissolution on at reservoir conditions was a challenge well overcome Mestrado Reservatórios e Gestão Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo Funcamp 192042

Orientador: Osvair Vidal Trevisan Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências Resumo: A produção primária e secundária de óleo em reservatórios de origem carbonática é relativamente baixa usando-se métodos convencionais de recuperação. A rocha presente nestes tipos de formação pode apresentar molhabilidade neutra ou preferencialmente ao óleo, o que torna a técnica de injeção secundária de água ineficaz, principalmente em reservatórios com molhabilidade voltada ao óleo. A recuperação avançada de óleo, ou Enhanced Oil Recovery (EOR), usando água de baixa salinidade para alterar a molhabilidade da rocha e reduzir a tensão interfacial tem sido estudada nos últimos anos apresentando bons resultados em laboratório. Apesar dos estudos dirigidos, ainda há muitas dúvidas quanto aos mecanismos propostos. O mecanismo de alteração de molhabilidade mais aceito é a troca iônica, que sugere que os íons Ca2+, Mg2+ e SO42- são os responsáveis pela recuperação incremental de óleo quando se injeta água de baixa salinidade em rochas carbonáticas. Esse mecanismo também sugere que os íons chamados não-ativos Na+ e Cl- da água de injeção influenciam negativamente na recuperação de óleo. O objetivo deste trabalho foi avaliar a recuperação de óleo por injeção de água do mar com diferentes composições em modo secundário e terciário. Foram realizados oito ensaios de deslocamento forçado em dolomitas provenientes de afloramento a condições de 5000 psi e 124°C. Estudou-se o comportamento da recuperação de óleo quanto à redução de salinidade, usando água do mar duas, dez, cinquenta e cem vezes diluída, e redução da quantidade de cloreto de sódio na proporção 75%, 50%, 25% e 0% da concentração da água do mar original. Nos ensaios realizados com água de baixa salinidade na recuperação terciária, observou-se pouca ou nenhuma recuperação adicional. Isso provavelmente acontece devido à redução dos íons ativos magnésio, cálcio e sulfato. Os resultados pareceram mais promissores quando se injetou água do mar com salinidade reduzida na recuperação secundária Abstract: Primary and secondary oil recovery in carbonate reservoirs is relatively low. The characteristic rock in these types of formation is usually oil-wet or neutrally-wet, which makes the secondary water injection technique ineffective, especially when the reservoir is oil-wet. The Enhanced Oil Recovery (EOR) using low salinity water to alter rock wettability and reduce interfacial tension has been studied in recent years and has brought good results in laboratory, but there are still a lot of questions about the proposed mechanisms. The most accepted mechanism for wettability alteration is the ion exchange, which suggests that the ions Ca2+, Mg2+ and SO42- are the responsible for the incremental oil recovery when low salinity water is injected into carbonate rocks. This mechanism also suggests that the so-called "non-active" ions Na+ and Cl- of the injection brine impact the oil recovery from a negative way. The objective of this work was to evaluate the oil recovery by injecting seawater with different compositions in secondary and tertiary mode. Eight forced-displacement tests were carried out on outcrop dolomites at extreme conditions of 5000 psi and 124°C. This project aims to evaluate the behavior of the oil recovery by low salinity brine with two, ten, fifty and one hundred times diluted seawater, and reduction of the sodium chloride in 75%, 50%, 25% and 0% the concentration of the original seawater. In the tests performed with low salinity water in the tertiary recovery, little or no additional recovery was observed. This probably happens due to the reduction of the active ions magnesium, calcium and sulfate. The results appear to be more promising when injected low salinity water into secondary recovery Mestrado Reservatórios e Gestão Mestra em Ciências e Engenharia de Petróleo CAPES 33003017

Orientador: Osvair Vidal Trevisan Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências Resumo: Atualmente, dentre todo o petróleo produzido no mundo, mais da metade é proveniente de rochas carbonáticas. No entanto, este tipo particular de rocha apresenta uma série de características que as tornam um desafio complexo para caracterização, e gerenciamento de um campo. Os desafios relacionados a produção em carbonatos tem como fator chave o fato de 80-90% destas rochas apresentarem molhabilidade neutra ou ao óleo. A molhabilidade diferenciada dos carbonatos tem reflexos na pressão capilar e na permeabilidade relativa, gerando ao final um baixo fator de recuperação para estas rochas reservatório. Recentemente, a indústria vem apontando que a composição iônica da água usada na suplementação da energia primária do reservatório pode potencializar o fator de recuperação (FR) em rochas carbonáticas a baixo custo e ainda apresentar benefícios adicionais tais como: minimizar a precipitação de sais no meio poroso, aumentar a injetividade dos poços devido a menor concentração de sólidos suspensos na água de injeção, e em última análise, apresentar uma certa sinergia com outros métodos de EOR, como a injeção de polímeros. As teorias presentes até o momento propõem que a interação entre os íons Na^+,Cl^-,Ca^(2+),Mg^(2+ ),SO_4^(2-); componentes polares do óleo e a superfície dos carbonatos, leva à alteração da molhabilidade do reservatório e a recuperação adicional de óleo. Partindo das teorias até então elaboradas e discutidas no Capítulo 2 desta dissertação, este trabalho tem como objetivos: Analisar e quantificar o efeito da concentração dos íons cloreto (Cl^-) na injeção de água em reservatórios carbonáticos e investigar a alteração da molhabilidade do sistema em estudo avaliando periodicamente o espectro da Ressonância Magnética Nuclear, indicando ao final o potencial desta ferramenta na determinação deste parâmetro petrofísico. Para tanto, um modelo de reservatório foi criado com rochas de afloramento e uma série de experimentos com sucessivas injeções de água em deslocamento forçado foi elaborado. Entre as etapas do experimento principal, o espectro de RMN foi oportunamente levantado para diferentes condições de saturação. O resultado dos experimentos evidenciam que é possível obter uma recuperação adicional de óleo da ordem de 2,9 a 10% do original oil in place através da manipulação da composição iônica da água de injeção e redução de íons Cl^- . Demonstram também o potencial do RMN como ferramenta na caracterização de reservatórios carbonáticos abrindo assim, um inteiro e revolucionário campo de pesquisas a respeito do tema Abstract: Currently, carbonate rocks (dolomite and limestone) account for more than half of the world's hydrocarbon reserves. However, this particular type of rock has a number of features that make it a complex challenge for characterization and management of an oil field. The challenges related to production in carbonates has as a key factor the differentiated wettability of carbonates. These rocks presents between 80 to 90% a wettability preference towards oil or neutral, reflecting in the capillary pressure and relative permeability, resulting at the end in a low reservoir recovery factor (RF). Recently, the industry has been pointing out that the ionic composition of the water used in the supplementation of primary reservoirs energy can enhance the recovery factor in carbonate rocks at low cost and also provide additional benefits such as minimizing the precipitation of salts in the porous media, increase the injectivity of wells due to the lower concentration of suspended solids in the injection water and, ultimately, provide a certain synergy with other EOR methods such as the injection of polymers. The present theories suggest that the interaction between the ions Na^+,Cl^-,Ca^(2+),Mg^(2+ ),SO_4^(2-), polar oil components and the surface of carbonates leads to a wettability alteration and additional oil recovery. Starting from the theories so far prepared and discussed in Chapter 2 of this thesis, this work aims to analyze and quantify the chloride ions ( Cl^- ) concentration effect in water injection and also quantify the contribution of Nuclear Magnetic Resonance (NMR) spectrum, as a potential tool to determine wettability and it¿s alterations. Thus, a reservoir model was created with outcropping rocks and a series of successive waterfloodings was developed. Among the main steps of the experiment, the NMR spectrum was opportunely raised in different saturation conditions. The results show that it is possible to obtain an additional oil recovery varying between 2.9 to 10% of the original oil in place manipulating the ionic composition of the injection water and decreasing the chloride ion concentration. The results also demonstrate the potential of NMR as a tool in the characterization of carbonate reservoirs thus opening a whole revolutionary field of research on the subject Mestrado Reservatórios e Gestão Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo PETROBRAS

Orientador: Osvair Vidal Trevisan Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica Resumo: A manipulação da água injetada pode favorecer a alteração da molhabilidade da rocha, mecanismo este legitimado em rochas areníticas contendo minerais argilosos. Recentemente, trabalhos avaliando esta metodologia foram aplicados em rochas carbonáticas. Cerca de 90% dos carbonatos possuem molhabilidade neutra ou são molháveis ao óleo, dificultando a recuperação por meio de injeção de água convencional. Diante este cenário, inúmeros estudos foram dirigidos aos possíveis mecanismos de recuperação de óleo por injeção de água de baixa salinidade, entre eles, a alteração da molhabilidade. O presente trabalho mostra os efeitos na recuperação de óleo obtidos da injeção de água de baixa salinidade em rochas carbonáticas (dolomitas e coquinas) a 60°C, onde o mecanismo de alteração de molhabilidade é tido como o principal fator para aumento da recuperação de óleo. A pesquisa foi dividida em três etapas: teste com isoparafina acrescida de 2% (m/m) de ácido naftênico; teste com óleo morto A da Bacia de Santos e teste com óleo morto B da Bacia de Santos. A pesquisa foi iniciada com amostras (dolomitas e coquinas) saturadas com isoparafina acrescida de 2% (m/m) de ácido naftênico com o intuito de restringir o número de variáveis a serem avaliadas. As amostras foram submetidas a processo de envelhecimento a fim de que fossem estabelecidas condições próximas àquelas do reservatório, em que a rocha apresenta molhabilidade neutra ou ao óleo. Apesar das amostras apresentarem alteração da molhabilidade para levemente molhável ao óleo com o envelhecimento, os testes de deslocamento não resultaram em recuperação de óleo adicional com diminuição da salinidade da água de injeção. Com isso iniciou-se a segunda etapa com o teste de deslocamento em amostras saturadas com óleo morto A da Bacia de Santos. As amostras de dolomita utilizadas nesta etapa apresentaram comportamento equivalente aos registrados em trabalhos prévios na área: a amostra saturada 100% com óleo morto A não resultou em recuperações com a injeção de salmouras posteriores à água do mar sintética - conforme sugerido no trabalho de Zhang e Morrow (2006) - e; a amostra saturada com salmoura de formação e, posteriormente, com óleo morto A revelou aumento de recuperação com a diminuição da salinidade da salmoura de injeção. A terceira etapa foi iniciada após confirmação do aumento da recuperação com a água de baixa salinidade para amostra saturada com óleo morto A. Os testes de deslocamento da terceira etapa foram realizados em amostras de dolomita e coquina com óleo morto B da Bacia de Santos. Os testes de deslocamento nas amostras apresentaram recuperação terciária com a diminuição da salinidade da água de injeção. O presente trabalho revela que amostras saturadas com óleo morto e que apontam molhabilidade entre neutra e levemente molháveis ao óleo, resultam em aumento da recuperação do óleo de 8%OOIP a 28%OOIP com o teste de deslocamento com injeção de água de baixa salinidade. Ademais, medidas de ressonância magnética nuclear (RMN) sugerem que as coquinas apresentaram dissolução de rocha após os testes de injeção, resultando na redistribuição de tamanho de poros Abstract: Manipulating the injected brine may favor the rock wettability alteration; such mechanism has been proved in sandstone rocks containing clay minerals. Recently, studies evaluating this methodology were applied in carbonate rocks. About 90% of carbonates present neutral wettability or are oil wet, complicating the oil recovery through conventional waterflooding. Against this background, numerous studies have been directed to the possible mechanisms of oil recovery by low salinity waterflooding, among them the wettability alteration. The present work shows the effects on oil recovery obtained from the low salinity water injection in carbonate rocks (dolomite and coquinas) at 60 ° C, where the wettability alteration mechanism is seen as the main factor. The study was divided into three stages: test with isoparaffin plus 2% (m / m) of naphthenic acid; test with dead oil A of the Santos Basin and test with dead oil B of the Santos Basin. The study was initiated with rock samples (coquinas and dolomites) saturated with isoparaffin plus 2% (m / m) of naphthenic acid in order to restrict the number of variables to be evaluated. The samples were aged in order to represent reservoir conditions where the rock presents neutral to oil wettability. Despite the wettability change of rock samples to slightly oil wet with aging, displacement tests resulted in no further increase in oil recovery. The second stage covered displacement tests of rock samples saturated with dead oil A of the Santos Basin. Dolomite used in this stage showed a similar behavior to those recorded in previous studies in the area (Zhang and Morrow, 2006): the sample saturated 100% with dead oil A did not result in additional oil recovery by injecting subsequent brines to synthetic seawater, but sample saturated with formation brine and then dead oil A showed an increase in oil recovery with the low salinity brine injection. The third stage was initiated after confirming the increasing in oil recovery with low salinity waterflooding to rock sample saturated with dead oil A. The displacement tests of the third stage were performed on samples of dolomite and coquina saturated with dead oil B of the Santos Basin. Displacement tests on samples showed tertiary recovery by reducing the injection water salinity. This work revealed that samples saturated with dead oil and that are neutral to oil wet, resulted in additional oil recovery of 8%OOIP to 28%OOIP with low salinity waterflooding. Moreover, nuclear magnetic resonance (NMR) measurements suggested that coquinas present roc dissolution after displacement tests, resulting in a redistribution of pore sizes Mestrado Reservatórios e Gestão Mestra em Ciências e Engenharia de Petróleo CNPQ 131544/2013-6

Orientador: Osvair Vidal Trevisan Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica Resumo: O processo de deslocamento miscível apresenta-se como um dos processos mais eficientes de recuperação de petróleo. Para um bom projeto de engenharia, é fundamental compreender e caracterizar os fenômenos físicos envolvidos no processo. A dispersão é um dos parâmetros que governa a eficiência do deslocamento miscível, e é chave na definição do tamanho do banco de solvente do processo. Neste trabalho será aplicado o modelo da teoria de passos aleatórios (CTRW) na determinação do coeficiente de dispersão. Inicialmente, o modelo CTRW será avaliado pela aplicação de curvas tipo de concentração construídas pelo modelo de Concentração Total (MCT), variando os parâmetros fenomenológicos do deslocamento: o coeficiente de dispersão (Kl), o coeficiente de transferência de massa (NDa) e a fração de poros acessível (f). Das curvas experimentais, o modelo CTRW é comparado com os modelos de dispersão tradicionais: a equação de advecção-dispersão (ADE), o modelo Coats & Smith, na determinação do coeficiente de dispersão. Os modelos permitem determinar os parâmetros fenomenológicos mencionados e o parâmetro de heterogeneidade do modelo CTRW. O estudo envolve a realização de experimentos controlados de deslocamento miscível em laboratório. Foram realizados três testes de deslocamento, empregando-se uma rocha carbonática. O histórico de concentração para as posições ao longo da amostra foi calculado utilizando a técnica de tomografia computadorizada (TC) de raios-X, empregando-se dois fluidos de saturação: uma solução de 100 g/L de iodeto de sódio (NaI) e água destilada. No último teste, o sentido do porta-testemunho foi invertido com o objetivo de verificar se o coeficiente de dispersão apresentava um comportamento similar ou diferente aos testes anteriores. Os modelos foram ajustados aos dados experimentais do histórico de concentração para cada posição e calculou-se para cada modelo o coeficiente de dispersão ao longo do comprimento da amostra. Dos resultados da avaliação teórica do modelo CTRW com as curvas tipo de concentração foram calculados os números de Peclet (NPe) para três diferentes comprimentos adimensionais. A partir dos resultados dos ajustes dos modelos com o histórico de concentração experimentais foram gerados: perfil de Kl, perfil de velocidade intersticial, perfil de NPe e perfil do parâmetro ? para dez diferentes posições do comprimento da amostra. A aplicação da TC apresentou bons resultados na obtenção do histórico de concentração. Das curvas tipo, foi observado que para grandes valores de NDa e pequenos valores de NPe, o modelo CTRW obteve resultados diferentes dos iniciais, mostrando melhores resultados para valores de NDa pequenos e NPe grandes. Dos resultados experimentais, observou-se que o coeficiente de dispersão e os outros parâmetros fenomenológicos variam ao longo da amostra, este comportamento é devido à variação na distribuição da heterogeneidade apresentada nas rochas carbonáticas. Da aplicação dos modelos nos dados experimentais, o modelo CTRW apresentou um melhor ajuste na quantificação do transporte constatado no valor do erro, comparando-o com os modelos tradicionais Abstract: The miscible displacement is one of the most efficient oil recovery methods. For a good project engineering design, it is essential to understand and characterize the physical phenomena involved in the process. The dispersion is one of the parameters that govern the efficiency in the miscible displacement and it is essential to define de size of the solvent bank to perform this process. In this study was applied the Continuous Time Random Walk (CTRW) to determine dispersion coefficient. Initially, CTRW model is evaluated by applying concentration type curves carried out by Total Concentration Model (TCM), varying the displacement phenomelogical parameters: dispersion coefficient (Kl), mass transfer coefficient (NDa) and the amount of the solute that is deposited into the porous media (f). From experimental curves, CTRW model is compared with the traditional models: the advection-dispersion equation (ADE), Coats & Smith model, to determine the dispersion coefficient. The models allow to determine the mentioned phenomelogical parameters and heterogeneity parameter from CTRW model. The study involves tests of miscible displacement in laboratory. The experiments carried out in this study are three tests through outcrop carbonate rock. The concentration profiles were calculated by using X-ray computed tomography technique (CT), using two fluids; 100 g/l NaI brine and freshwater. In the last test the direction of the core-holder was turned to verify if the dispersion coefficient exhibited a similar or different behaviour from the previous experiments. The models were fitted to the experimental data of breakthrough curves (BTC) and for each model was calculated the dispersion coefficient along the length of the sample. From the results of theoretical evaluation of CTRW model with concentration type curves, Peclet numbers were calculated for three dimensionless length. From the results of models fitting with the experimental data; the dispersion coefficient profile, velocity profile, number Peclet profile and the CTRW coefficient ? profile for ten different sections along the length of the sample were generated. The application of CT showed good results in obtaining the breakthrough curves. From concentration type curves results, it was observed that for large values of NDa and small values of NPe, CTRW model obtained different values from initial values. Showing the best results for larges values of NPe and small values of NDa. From experimental results, it was observed that dispersion coefficient and the other phenomelogical parameters presented a variation along length of the core for each dimensionless length, this behaviour was attributed to the influence of the heterogeneities in the carbonate rocks. From experimental results of the application of the dispersion models, CTRW model presented better results than the traditional models to evaluate the transport Non-Fickian, found in value error Mestrado Reservatórios e Gestão Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo CAPES 33003017

Orientador: Osvair Vidal Trevisan Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica Resumo: Esse trabalho apresenta um estudo de caso de calibração rocha-perfil de um poço de petróleo perfurado em rochas carbonáticas com distribuição bimodal de porosidades, utilizando-se o perfil de Ressonância Magnética Nuclear (RMN) e as análises de laboratório de seus plugues. O que motivou esse estudo foram os resultados incoerentes entre as altas saturações de água interpretadas pelo perfil de RMN, com cortes tradicionais da literatura (100 ms), e a produção de óleo do teste de formação desse poço. Dificuldades na interpretação de dados de RMN em rochas carbonáticas já foram reportadas na literatura por Ramakrishnan et al. (1998), Allen et al. (2001a, b), Mai e Kantzas (2002), entre outros autores, e estão associadas, principalmente, a heterogeneidade do sistema poroso. Com isso em mente, a estratégia adotada no trabalho foi a de primeiro caracterizar a distribuição dos diferentes fluidos nos diferentes poros dessa formação, a partir de análises laboratoriais nos plugues para, em seguida, calibrar os perfis de RMN. As três principais etapas desse trabalho foram: 1) análise do banco de dados existentes de petrofísica básica e especial, 2) execução de novas análises de RMN em plugues, em diferentes condições de saturação e em três estágios de envelhecimento (18, 33 e 42 dias) e, por fim, 3) a integração dos resultados de laboratório na interpretação do perfil de RMN. As análises laboratoriais da principal zona testemunhada mostram rochas com textura grainstone, compostas por grãos arredondados, com altas permeabilidades e porosidades, porém com altos valores de microporosidade, confirmados pelas análises de Pressão Capilar por Intrusão de Mercúrio (PcHg) e, também, pela distribuição do tempo de relaxação transversal (T2) de plugues 100% saturados por salmoura. As frações porosas de ambas as análises apresentaram boa correlação entre si, sugerindo proporcionalidade entre poros e gargantas. Além disso, a macroporosidade apresentou boa correlação com a permeabilidade absoluta, permitindo concluir que esta fração exerce o principal controle sobre o fluxo de fluidos. Nas análises da distribuição de T2 na condição de água irredutível e posterior envelhecimento, foi utilizado um óleo de alta viscosidade (110 cp a 90°C), com tempos de relaxação transversal bulk (T2B) bem distinto das duas modas dos micro e macroporos. Com a evolução do envelhecimento foi possível observar que, além da macroporosidade, os microporos também foram parcialmente preenchidos por óleo. A determinação do corte da distribuição de T2 para separação de água e óleo apresentou bons resultados. No entanto, considerar o mesmo corte para a determinação da permeabilidade pode resultar em distorções na curva de permeabilidade ou demandar ajustes meramente matemáticos dos coeficientes da equação de permeabilidade sem significado físico. Com base nisso, esse trabalho apresenta uma abordagem diferenciada na interpretação do perfil de RMN de carbonatos bimodais utilizando dois cortes de T2 Abstract: The present dissertation presents a case study of core-to-log data integration of a well drilled in a carbonate formation bearing bimodal pore system using the Nuclear Magnetic Resonance (NMR) log and core analysis. The work is motivated by the persistant inconsistencies observed between results provided by the high water saturations from the NMR log interpretation using traditional cutoff from literature (100 ms), and oil production results seen at corresponding well tests. Some difficulties in NMR data interpretation on carbonate rocks have been reported in the literature by Ramakrishnan et al. (1998), Allen et al. (2001), May and Kantzas (2002), among other authors, and are mainly related to the porous system heterogeneity. With that in mind, the strategy adopted in the study was to first understand the fluid distribution in different pores by core analysis and then calibrate the NMR log. The main tasks of this study were: 1) assessment of existent database on basic and special core analysis, 2) run new NMR core analysis with different saturation conditions and for three stages of aging (18, 33 and 42 days), and finally, 3) the integration of the laboratory results into the NMR log interpretation. Laboratory tests from the main cored interval show rocks of grainstone texture, composed of rounded grains, with high permeability and porosity. But, petrography revealed a high level of microporosity that were confirmed by mercury injection capillary pressure (MICP) analysis and also by the core transverse relaxation times (T2) obtained in the 100% brine saturated condition. The porous fractions rendered by the two last analyzes showed good correlation, suggesting proportionality between sizes of pores and throats. Moreover, the macroporosity subfraction showed good correlation with absolute permeability, allowing to conclude that this attribute is the dominant parameter controlling fluid flow. The T2 distribution analysis at irreducible water saturation and for different aging times were performed using a high-viscosity oil (110 cp at 90°C) whose transverse relaxation time (T2) was lower than the two distinct time modes for the micro and macropores. Results revealed that with aging the macropores and part of the micropores were sequentially filled by oil. The T2 cutoff determination for separating oil and water showed good results. However, the practice of using the same cutoff to determine permeability can result in distortions in the final permeability curve, or else, requires mathematical adjustments with no corresponding physical meaning to the permeability equation coefficients. Given this scenario, this study presents a new approach to the interpretation of NMR logs in bimodal carbonates using two T2 cutoffs Mestrado Reservatórios e Gestão Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Osvair Vidal Trevisan Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências Resumo: O CO2 utilizado na recuperação avançada em reservatórios de petróleo é um importante agente de injeção devido a suas características de miscibilidade e de inchamento. No que tange a miscibilidade, a difusão molecular é o processo que descreve a mistura natural de fluidos miscíveis, e seu principal parâmetro é o coeficiente de difusão molecular. O objetivo deste estudo é medir o coeficiente de difusão bem como o fator de inchamento do CO2 em óleos leves em diferentes condições experimentais envolvendo pressão, temperatura e composição do óleo. Com intuito de obter o coeficiente de difusão, duas técnicas experimentais foram realizadas em paralelo: uma primeira técnica conhecida como decaimento de pressão e outra chamada de tomografia computadorizada. Esta última, apesar de ainda estar em processo de investigação, permitiu também a obtenção do fator de inchamento nas condições experimentais selecionadas. O óleo estudado é um óleo leve proveniente dos reservatórios do pré-sal no Brasil. Os testes foram efetuados em uma célula para altas pressões especialmente desenvolvida para esses ensaios que envolvem tomografia computadorizada. As pressões e temperatura variaram de 2.76 MPa a 28.96 MPa a 293.15 K e somente 10.34 MPa a 341.15 K. A difusão molecular é considerada um mecanismo chave que controla a miscibilidade entre o óleo e o gás. Sabendo que o coeficiente de difusão determina a taxa de transferência de massa durante o processo, a difusão de solventes em óleo leve dentro de um meio poroso se tornou de grande importância na engenharia de petróleo. Em paralelo, o inchamento do óleo bruto com CO2 aumenta o fator de volume de formação do óleo a tal ponto que o óleo residual remanescente após a injeção de água é menor em volume nas condições de superfície. A extensão do aumento ou do inchamento é medida pelo fator de inchamento. Nos últimos anos a difusão do CO2 em óleo pesado tem atraído uma maior atenção, enquanto que a difusão em óleo leve tem sido pouco estudada na literatura. Com foco nos reservatórios do pré-sal no litoral brasileiro, onde o óleo tem entre 28 a 30 graus API e concentrações variadas de CO2, diferentes modelos de difusão envolvendo as condições de fronteira na interface e a termodinâmica do CO2-óleo volátil precisam ser levados em consideração. No presente trabalho, os coeficientes de difusão puderam ser obtidos somente através da técnica experimental de decaimento de pressão por meio do modelo de resistência na interface proposto por Etminan et al. (2013). Os coeficientes de difusão estavam dentro dos intervalos reportados previamente na literatura. Além disso, um outro parâmetro, o coeficiente de transferência de massa, permitiu identificar que a resistência à transferência de massa na interface era praticamente insignificante no óleo original. Apesar das limitações do método de tomografia computadorizada na obtenção das concentrações de CO2 no óleo, a investigação desse método ofereceu uma melhor compreensão do fenômeno da difusão do CO2 dentro da coluna de óleo. Em contrapartida, o inchamento pôde ser claramente observado e caracterizado através desse método Abstract: CO2-EOR is an important injection agent in oil reservoir due to its miscibility and swelling effects. Concerning the miscibility effect, molecular diffusion is the process describing the natural mixture of miscible fluids, whose main modeling parameter is the molecular diffusion coefficient. The aim of this study is to measure the diffusion coefficient and swelling factor of CO2 in light crude oil under different experimental conditions concerning pressure, temperature and oil composition. In order to obtain the diffusion coefficient, two experimental techniques were run in parallel: the well-established and so-called pressure decay method and a CT scan method that was still under investigation. The later method was also used to obtain the swelling factor in the selected experimental conditions. The oil studied was light oil from Brazilian subsalt oil reservoirs. Tests were carried on a specially constructed vertical high pressure cell, from 2.76 MPa to 28.96 MPa (400 psi to 4200 psi) at 293.15 K (20oC) and just 10.34 MPa (1500 psi) at 341.15 K (65oC). Molecular diffusion is particularly important for miscible gas flooding processes, as diffusion is a key mechanism controlling the miscibility between oil and gas. The diffusion coefficient determines the rate of mass transfer during the diffusive process that will result in a miscible system. The diffusivity of solvents into light oil in porous media has become of great significance in petroleum engineering, since CO2 injection has been proposed more and more as the enhanced oil recovery method to be applied in the reserves of conventional oils. The swelling effect of crude oil with CO2 increases the oil formation volume factor so that residual oil after waterflooding is smaller in volume at surface conditions. The extent of the expansion or swelling is measured by the swelling factor. While diffusion in CO2-heavy oils systems has attracted some attention, the subject in light crude oils is scarcely described in the public literature. Such prospect needs therefore to be thoroughly investigated for the pre-salt reservoirs offshore Brazil, where oil has an API gravity between 28 and 30 and a variable contents of CO2. Due to such properties, differences in the models regarding boundary conditions at the interface and in the thermodynamics of the CO2-volatile oil must be taken into consideration. Diffusion coefficients were obtained using only the pressure decay technique throughout Etminan et al. (2013) interface resistance model. The obtained diffusion coefficients were within the ranges previously reported in the literature. Furthermore, another parameter obtained with the model, namely the mass transfer coefficient, allowed identifying that there was almost no mass transfer resistance in the interface in original oil. Despite the CT limitations to obtain CO2 concentration, CT investigation could offer an important insight on CO2 diffusion inside the oil column. In contrast the swelling effect could be clearly observed and characterized through this method Mestrado Reservatórios e Gestão Mestra em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Osvair Vidal Trevisan Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências Resumo: A injeção alternada de água e gás (WAG) configura um método mundialmente consagrado de recuperação de petróleo, no qual uma fase aquosa exerce controle de mobilidade e aumenta a área de varrido dos gases injetados no reservatório. O processo de injeção alternada de fluidos imiscíveis gera alterações irreversíveis nas curvas de permeabilidade relativa em função do efeito de histerese. Este efeito é consequente do processo e do histórico de saturações dos fluidos presentes no meio poroso. Sendo os dados de permeabilidade relativa parâmetros essenciais para a predição e gerenciamento da produção de reservatórios de petróleo, mostra-se necessário o conhecimento dos efeitos de histerese para o planejamento de projetos de injeção alternada de água e gás durante o desenvolvimento de campos petrolíferos. Este trabalho consistiu em um estudo laboratorial para investigação do efeito de histerese nas curvas de permeabilidade relativa. Os ensaios foram realizados em regime permanente e utilizou-se Tomografia Computadorizada de Raios-X para a quantificação in situ da variação das saturações dos diferentes fluidos no meio poroso durante os processos de deslocamento no meio poroso. Os deslocamentos consistiram na injeção alternada de salmoura de alta salinidade e nitrogênio em uma rocha calcária de afloramento, análoga aos reservatórios do Pré-Sal, saturada com óleo e água residual. Os principais objetivos foram à avaliação dos efeitos histeréticos nas curvas de permeabilidade relativa e a obtenção de parâmetros a serem utilizados em modelos numéricos para simulação de reservatórios. Efeitos histeréticos foram observados tanto nas curvas de permeabilidade relativa ao gás como nas relativas à salmoura. Estes efeitos foram atribuídos principalmente ao aprisionamento de gás no meio poroso ao longo dos ciclos de injeção. Observou-se também que a saturação residual de óleo se reduziu consideravelmente, ao longo da realização dos ciclos Abstract: Water-alternating-gas (WAG) injection is a useful configuration for enhanced oil recovery (EOR). WAG consists in the improvement of the mobility control and areal sweep by cyclic injection of gas and water and it has been successfully applied worldwide. Application of WAG to carbonate reservoir has produced non-reversible changes in the permeability curves during the injection cycles in consequence of saturation path and history, which are assigned as permeability hysteresis. Consequently, hysteresis parameters obtained from experimental investigations are often required to adjust hysteresis models and to allow the improvement of the oil recovery prediction. This work reports a laboratorial investigation on relative permeability hysteresis during alternating injection of high salinity brine and nitrogen into an oil saturated carbonate core, analog to the reservoir rocks of Brazilian Pre-salt, under steady-state conditions. X-Ray Computed Tomography (CT) was applied to obtain a multiphasic quantitative analysis of the fluid in-situ saturations in the porous media. Main targets were to evaluate the permeability hysteresis and to assess the parameters to be applied in models of relative permeability hysteresis for numerical simulation. Hysteresis effects on the relative permeability curves were observed in each cycle. Permeability hysteresis was mainly attributed to gas trapping in the porous media during the injection cycles. In addition, the oil residual saturation was decreased along the successive cycles Mestrado Reservatórios e Gestão Mestra em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Osvair Vidal Trevisan Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências Resumo: A injeção de vapor produzido na superfície é o método de recuperação avançada de petróleo mais utilizado para produção de óleo pesado no mundo. No entanto, há grandes limitações no uso no método devido a perdas de calor quando os reservatórios são profundos e no caso de campos offshore. Os geradores de fundo de poço ("Downhole steam generators, DHSG") são uma nova tecnologia que abre caminho para a recuperação de óleo pesado de reservatórios profundos, campos offshore e locais extremamente frios. Os DHSGs eliminam a necessidade dos sistemas de distribuição e geração de vapor na superfície como as linhas de escoamento de vapor. A saída de um DHSG entrega uma mistura de vapor e gases efluentes de combustão. No presente trabalho, um estudo experimental na célula linear de injeção foi desenvolvido para compreender melhor como a injeção combinada de vapor e gases efluentes de combustão contribui no processo de recuperação e para a possível redução na quantidade de vapor injetado. O estudo experimental foi realizado num aparato construído e desenvolvido na Unicamp para a injeção contínua de vapor puro ou vapor combinado com outro fluido. Todo o estudo foi realizado em escala de laboratório utilizando óleo proveniente da bacia Potiguar e do Espírito Santo. Nos experimentos, vapor foi injetado em vazões de 5 ml/min quando puro e de 4,5 ml/min quando em co-injeção com gases efluentes de combustão. As vazões de gás variaram entre 150 e 800 ml/min. Os resultados encontrados mostram que: 1) Há uma aceleração na produção de óleo quando na presença do gás co-injetado com vapor, se comparado com a injeção de vapor puro; 2) O gás ajuda a manter a pressão atrás da frente de vapor mais estável; 3) A melhoria da razão vapor/óleo mostra que a co-injeção do gás efluente de combustão é benéfica para substituir certa quantidade de vapor; 4) Os fatores de recuperação quando se utiliza o gás são maiores do que quando se utiliza apenas vapor puro, havendo uma tendência de aumento do fator de recuperação com o aumento do volume de gás injetado e 5) Ocorre uma variação na qualidade do óleo produzido ao longo do histórico de recuperação com a co-injeção Abstract: The surface steam injection is the most common enhanced oil recovery (EOR) process used in heavy oil production. Nevertheless, there are limitations due to the heat loss for deep reservoirs and for offshore fields. Downhole steam generators (DHSG) are a new technology that opens new pathways for recovery of heavy oil from deep reservoirs, offshore fields and extreme cold regions. DHSGs eliminate the need for surface steam distribution systems, for flowlines and wellbore steam strings. The outflow of DHSG generators are a mixture of steam and flue gas. In the present work, an experimental study was developed in a linear steam injection cell to better understand how the injection of steam combined with flue gas contributes to the recovery process and to the possible reduction in the required amount of steam injected. The experimental apparatus used in this study was designed and built at Unicamp for flooding of steam or steam combined with other fluid. The entire study was conducted at the lab scale with a heavy oil originated from the Potiguar Basin and from the Espírito Santo Basin. In the experiments, steam was injected at flow rates of 5 ml / min when pure and 4.5 ml / min when co-injected with flue gas. The gas flowrate varied between 150 and 800 ml / min. The results show that: 1) the coinjection of steam with flue gas accelerates the start of oil production when compared with steam injection alone; 2) The gas helps to keep the pressure behind the front and make it more stable; 3) The improvement on the steam/oil ratio shows that co-injection of steam with flue gas is beneficial to replace a significant amount of steam; 4) Recovery factors when co-injecting gas is greater than when using pure steam, with an increasing trend for the recovery factor when the volume of gas injected increases and 5) a favorable variation occurs in the quality of the oil produced during the recovery history with co-injection Mestrado Reservatórios e Gestão Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Osvair Vidal Trevisan Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências Resumo: A previsão de comportamento de reservatórios submetidos a combustão in-situ é trabalhosa e empírica já que além das complexidades geológicas, é necessário modelar a complexidade do hidrocarboneto de reservatório e das reações químicas que ocorrem no processo. As etapas de projeto de campo costumam envolver 1) seleção de reservatório; 2) experimentos termo-analíticos; 3) experimentos em tubo de combustão; 4) aplicação de métodos analíticos; 5) simulação numérica; 6) calibração dos modelos analíticos e numéricos através de dados de projeto piloto. O escopo de trabalho desta dissertação está concentrado nas Etapas 4 e 5 deste processo e o foco é a previsão de comportamento de projetos de campo. Propõe-se uma metodologia de mudança de escala para tratamento de dados advindos de laboratório para uso em previsão de comportamento. Adapta-se um equacionamento clássico de projeto de campo de Nelson e Mcneil (1961) para agregar o conceito de velocidade mínima de frente de chama. Para avaliar a extensão dos resultados obtidos com os experimentos em células de combustão 3D de Coates et al (1995) e de Greaves e Turta (2003), que foram realizados para testar as configurações de poço top-down e thai respectivamente, realiza-se simulações em escala de laboratório para reproduzir uma célula de combustão 3D, e avalia-se o impacto de diversos parâmetros de modelagem, como a composição dos fluidos e as reações químicas, além de parâmetros operacionais. Nestas simulações foi possível reproduzir maior complexidade do modelo de fluidos e das reações químicas, incluindo reações de adição de oxigênio e de quebra de cadeia. Foi possível ainda reproduzir a dependência entre estas reações, fazendo com que o combustível para as reações de quebra de cadeia fosse gerado nas reações de adição de oxigênio. Utilizou-se uma malha tão refinada quanto as dimensões da frente de chama, de forma que se controlou a evolução das reações pela temperatura. Para exemplificar a metodologia proposta de mudança de escala e de projeto de campo, utilizou-se os experimentos em tubo de combustão de Gonçalves (2010). Os parâmetros projetados foram aplicados em simulações em escala de campo, onde a evolução das reações químicas foi controlada pela velocidade. Definiu-se uma velocidade mínima para avanço da frente de chama através de tratamento dos dados advindos dos experimentos em tubo de combustão e aplicou-se no modelo de simulação, onde se investigou a capacidade de previsão da evolução da frente de chama em um cenário com propriedades geológicas heterogêneas Abstract: Behavior forecast of reservoirs subjected to in-situ combustion is hard and empirical since besides geological complexities it is necessary to reproduce complex fluid models and several chemical reactions that are part of the process. The work flow for field project usually involves: 1) reservoir screening; 2) thermo-analytical experiments; 3) combustion tube experiments; 4) use of analytical models; 5) numerical simulation and 6) fitting of analytical and numerical models with field pilot data. The present work concerns the fourth and fifth stages of this process and the focus is behavior forecast of field projects. A methodology for upscaling laboratory results for application in behavior forecast is proposed. The classical Nelson and Mcneil (1961) field project equations are adapted to account for the minimum velocity of the combustion front. In order to evaluate the extension of the results obtained by Coates et al (1995) and Greaves and Turta (2003) with 3D combustion cells, wich were carried to test the thai and top-down well configuration respectively, laboratory scale numerical simulation that reproduces a 3D combustion cell is conducted and the influence of several modeling parameters, such as fluid composition and chemical reactions, is tested, along with operational parameters. In this simulations, a greater complexity in the fluid and reaction model is possible with both oxygen addition and bond scission reactions. It is also possible to model the dependency between reactions, making the reactant of high temperature reactions to be formed in low temperature reactions. A grid refinement in the same size of the combustion front is used and chemical reactions continuity is controlled through temperature. Data from the combustion tube experiments from Gonçalves (2010) are used to exemplify and apply the upscaling and field project methodology. The obtained project parameters are used as input for field scale numerical simulation, where the chemical reactions continuity is controlled through velocity. A minimum combustion front velocity is defined and applied in the simulation model, where the capacity of forecast of the combustion front migration in an heterogeneous geological context is evaluated Mestrado Reservatórios e Gestão Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientadores: Osvair Vidal Trevisan, Boris Asrilhant Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica Resumo: Há 10 anos da quebra do monopólio para a exploração e produção (E&P) de petróleo no Brasil o mercado se mostrou estável, competitivo e gerando resultados positivos que atraem o interesse das companhias nacionais e estrangeiras a investir no setor de "upstream". O processo de cessão de direitos e obrigações sobre as áreas de E&P é conduzido pela Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Bio-combustíveis (ANP) por meio de licitação pública, com regras bem definidas, onde o vencedor assina um contrato de concessão com a ANP. Esta pesquisa apresenta e analisa o histórico destas licitações para áreas de exploração e produção e áreas inativas com acumulações marginais, dentro do cenário econômico brasileiro e do potencial exploratório do país, e compara o desempenho das empresas no Brasil e no Golfo do México Americano, segundo os investimentos realizados para aquisição dessas áreas. Apresenta, ainda, um modelo estocástico para estimava do valor dos blocos desenvolvido a partir das ofertas realizadas para áreas da Bacia de Campos em licitações pretéritas. Para analisar o nível de competição esperado para essas áreas, este estudo descreve também o desenvolvimento de um sistema especialista com a ferramenta Exsys Corvid®, baseado no julgamento de 36 especialistas da indústria do petróleo que trabalham em 20 companhias de pequeno, médio e grande porte. A aplicação desta metodologia permite que estas companhias estimem o nível de competição (alto, moderado, ou baixo) para áreas da Bacia de Campos. Conhecendo o valor das áreas e a estimativa do nível de competição, é possível subsidiar o processo decisório na elaboração de estratégias de oferta que permitam uma melhor alocção financeira dos recursos e a gestão ótima do portfólio exploratório pretendido pela companhia Abstract: After 10 years of the ending of petroleum exploration and production (E&P) monopoly in Brazil, the market for those activities has shown to be stable and competitive, providing positive results which attracted both national and international investment for the upstream oil and gas sector. The regulatory agency promotes public licensing of E&P areas through a competitive sealed bid auction, whose rules are clear and known in advance by the companies. This research describes and evaluates the historical data for these E&P licensing, as well as for tenders of marginal oilfield accumulations, under the Brazilian economic scenario and the geologic potential of the country. It also compares oil companies performance regarding investment made in acquiring areas in Brazil to those in US-Gulf of Mexico. A stochastic model for block-value estimation is presented and applied to previous data from Campos Basin licensed areas. In order to estimate the level of competition expected for those areas, an expert system was built using Exsys Corvid®, based on the knowledge captured from 36 specialists in Brazilian public licensing working for 20 oil companies. The proposed methodology is applied to the case of Campos Basin areas and showed to properly estimate the levels of competition expected (high, moderate or low in the bid. By knowing the block-value and the expected level of competition, decision makers are better prepared for formulating bidding strategies that can result in better resources allocation and yield a better exploration portfolio management Doutorado Reservatórios e Gestão Doutor em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Osvair Vidal Trevisan Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica e Instituto de Geociencias Resumo: Um dos maiores desafios nos estudos da Combustão In Situ é o desenvolvimento de um modelo cinético reacional de forma a representar a dinâmica das numerosas reações químicas que ocorrem em diferentes faixas de temperatura. O objetivo deste trabalho é desenvolver um estudo do comportamento oxidativo de um óleo pesado brasileiro e obter parâmetros cinéticos a partir dos dados experimentais gerados nas técnicas clássicas de análise térmica como TG, DTA e DSC. A análise térmica é sistematicamente desenvolvida em amostras de óleo e óleo com areia. Os dados experimentais nela obtidos são tratados para a realização de um estudo cinético global de acordo com diferentes modelos cinéticos não-isotérmicos convencionais e isoconversionais, gerados por método integral ou diferencial, todos baseados no modelo cinético de Arrhenius. Como resultado do estudo termoanalítico foram identificadas três regiões de oxidação: de baixa temperatura (OBT), de transição e de alta temperatura (OAT). Verificou-se uma maior intensidade na variação de massa e energia na faixa de OAT e um efeito de resistência de transferência de massa no final da OBT (efeito "skin"). Como resultado do estudo cinético, todos os modelos estudados forneceram valores de energia de ativação maiores na OAT do que na OBT. Observou-se que a presença de areia contribui para as reações OAT e dificulta o início da OAT por conta da acentuação do efeito "skin". Abstract: One of the main challenges in studies on In Situ Combustion resides in developing a kinetic reaction model to represent the dynamics of the numerous chemical reactions that occur at different temperature ranges. The objective of the present research is to develop a study on the oxidation behavior of a crude Brazilian oil and obtain kinetic parameters from the experimental data generated through classical thermal analysis techniques, such as TG, DTA and DSC. Thermal analysis is systematically developed in samples of crude oil and oil mixed with sand, and the experimental data are treated in order to conduct a global kinetic study according to distinct conventional and iso-conversional non-isothermal models, developed using integral or differential methods, all based on Arrhenius's kinetic model. As a result of the thermo-analytical study addressed three oxidation regions have been identified: one at the low temperature (LTO) range, a transition zone and one at the high temperature (HTO) range. It has been verified that the highest variation of mass and energy generation occur at the HTO range. At the LTO range a mass transfer resistance (skin-effect) was evident. As a result of the kinetic study, all kinetic models studied provided higher activation energies in HTO than in LTO. It was noted that the presence of sand contributed to OBT and delayed HTO mode as a result of an increase in skineffect. Mestrado Reservatórios e Gestão Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo