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dc.contributor.CRUESPUNIVERSIDADE ESTADUAL DE CAMPINASpt_BR
dc.descriptionOrientador: Erika Tomie Koroishi Blinipt_BR
dc.descriptionDissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociênciaspt_BR
dc.format.extent1 recurso online ( 148 p.) : il., digital, arquivo PDF.pt_BR
dc.format.mimetypeapplication/pdfpt_BR
dc.languagePortuguêspt_BR
dc.relation.requiresRequisitos do sistema: Software para leitura de arquivo em PDFpt_BR
dc.typeDISSERTAÇÃO DIGITALpt_BR
dc.titleEfeito da injeção de água de baixa salinidade no fator de recuperação de óleo em rochas carbonáticas fraturadaspt_BR
dc.title.alternativeEffect of low salinity water injection on oil recovery factor in fractured carbonate rockspt_BR
dc.contributor.authorCamargo Angarita, Catalina, 1993-pt_BR
dc.contributor.advisorBlini, Erika Tomie Koroishi, 1980-pt_BR
dc.contributor.institutionUniversidade Estadual de Campinas. Faculdade de Engenharia Mecânicapt_BR
dc.contributor.institutionUniversidade Estadual de Campinas. Instituto de Geociênciaspt_BR
dc.contributor.nameofprogramPrograma de Pós-Graduação em Ciências e Engenharia de Petróleopt_BR
dc.subjectReservatórios (Carbonáticos)pt_BR
dc.subjectReservatórios - Fraturapt_BR
dc.subjectPetrofísicapt_BR
dc.subjectRecuperação avançada de petróleopt_BR
dc.subjectTomografia computadorizada por raios Xpt_BR
dc.subject.otherlanguageReservoir (Carbonate)en
dc.subject.otherlanguageReservoir - Fractureen
dc.subject.otherlanguagePetrophysicalen
dc.subject.otherlanguageEnhanced oil recoveryen
dc.subject.otherlanguageX-ray computed tomographyen
dc.description.abstractResumo: Os reservatórios carbonáticos naturalmente fraturados apresentam alta complexidade e heterogeneidade devido principalmente à coexistência de dois meios com características diferentes (matriz e fratura). A presença de fraturas altera sensivelmente o escoamento de fluidos no meio poroso, criando caminhos preferenciais de fluxo e impactando a caracterização dos reservatórios e o desempenho da produção e recuperação total. No presente trabalho, é proposto o aprimoramento de uma nova metodologia para a preparação de um modelo de fratura induzida a fim de avaliar a recuperação de óleo a partir de injeção de água com baixa salinidade. Amostras representativas do pré-sal brasileiro foram utilizadas. A fratura induzida consistiu no corte longitudinal da amostra, representada utilizando-se um espaçador de polioximetileno (POM). Esta configuração de fratura foi baseada nos estudos realizados por Lie (2013) e aprimorada preenchendo-se os espaços vazios com esferas de vidro de granulometria controlada para simular um meio poroso. Durante a montagem do modelo, foi realizada a determinação das propriedades petrofísicas do modelo de fratura induzida e seus componentes: matrizes e fratura. Três ensaios de deslocamento forçado foram realizados para avaliar o efeito da injeção de água de baixa salinidade a condições experimentais de 1000 psi, 63ºC e vazão de 0,1 ml/min. No primeiro e terceiro ensaios, um procedimento de vácuo foi usado para estabelecer a saturação de água irredutível (Swi), enquanto no segundo ensaio, a amostra foi saturada 100% de óleo. As amostras foram submetidas ao processo de envelhecimento com o objetivo de restaurar a molhabilidade inicial do reservatório. Durante o terceiro ensaio, a diferença dos outros, o envelhecimento foi a primeira etapa dos procedimentos experimentais. As salmouras de injeção utilizadas foram água do mar (SW) e água do mar dez vezes diluída (SW10x). Durante o primeiro e terceiro ensaios, iniciou-se injetando SW que foi alternada para SW10x. No segundo ensaio, a sequência de injeção foi invertida. A produção de óleo foi determinada por balanço de massa. A técnica de tomografia computadorizada de raios-X (TC) foi utilizada durante o primeiro e o terceiro ensaio com o intuito de avaliar a heterogeneidade a partir da distribuição da porosidade e as saturações em diferentes tempos de injeção. A metodologia aprimorada e implementada permitiu o cálculo de parâmetros relevantes, tais como as propriedades petrofísicas da fratura, matriz e modelo fraturado induzido. Os resultados mostraram que durante a injeção de água do mar dez vezes diluída obteve-se uma recuperação incremental significativa do óleopt
dc.description.abstractAbstract: Naturally fractured carbonate reservoirs present high complexity and heterogeneity due mainly to the coexistence of two media with different characteristics (matrix and fracture). The presence of fractures alters the flow of fluids, provides a preferential flow path making it difficult the characterization of this type of reservoirs and resulting in low recovery factors. In this work, a new experimental methodology for porous media preparation with induced fracture was developed in order to study the effect of low salinity water injection on oil recovery factor in naturally fractured carbonate reservoirs. For this, a representative samples of the Brazilian pre-salt were used. The core samples were cut longitudinally with a metal saw, each half being the matrices, while the fracture was represent using a POM spacer. This fracture configuration was based on the studies performed by Lie (2013) and improved by filling the void spaces with spheres with controlled grain size to represent a porous medium and increase the permeability and porosity of the fracture. During the assembly of the model, the determination of the petrophysical properties of the induced fracture model and its components: matrices and fracture were carried out. Three forced displacement tests were performed to evaluate the effect of injection of low salinity water at experimental conditions of 1000 psi, 63ºC and flow rate of 0.1 ml/min. In the first and third test, a vacuum procedure was used to establish the irreducible water saturation (Swi), while in the second test, the sample was 100% oil-saturated. The samples were subjected to an aging process for in order to restore the initial wettability of the reservoir. During the third test, unlike the others, the aging process was the first step of the experimental procedures. The injection brines used were seawater (SW) and ten times diluted seawater (SW10x). During the first and third test, SW injections were initiated and it was switched to SW10x. In the second test, the injection sequence was inverted. Oil production was determined by mass balance. The X-ray computed tomography (CT) technique was used during the first and third test in order to evaluate the heterogeneity from the porosity distribution, and the saturations at different times of injection. The improved and implemented methodology allowed the calculation of relevant parameters of fracture, matrix and induced fractured model. The results showed that during the injection of ten times diluted seawater a significant incremental recovery of the oil was obtaineden
dc.publisher[s.n.]pt_BR
dc.date.issued2019pt_BR
dc.identifier.citationCAMARGO ANGARITA, Catalina. Efeito da injeção de água de baixa salinidade no fator de recuperação de óleo em rochas carbonáticas fraturadas . 2019. 1 recurso online ( 148 p.) Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências , Campinas, SP.pt_BR
dc.description.degreelevelMestradopt_BR
dc.description.degreedisciplineReservatórios e Gestãopt_BR
dc.description.degreenameMestre em Ciências e Engenharia de Petróleopt_BR
dc.contributor.committeepersonalnameGaspar, Ana Teresa Ferreira da Silvapt_BR
dc.contributor.committeepersonalnameGuimarães, Leonardo Jose do Nascimentopt_BR
dc.date.defense2019-07-29T00:00:00Zpt_BR
dc.date.available2020-10-05T12:13:45Z-
dc.date.accessioned2020-10-05T12:13:45Z-
dc.description.provenanceMade available in DSpace on 2020-10-05T12:13:45Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Angarita_CatalinaCamargo_M.pdf: 8937713 bytes, checksum: bcb441b526b2acb023b0d97993088dee (MD5) Previous issue date: 2019en
dc.identifier.urihttp://repositorio.unicamp.br/jspui/handle/REPOSIP/350497-
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