Determination of relative permeability curves of equilibrated carbonated brine - recombined oil system using a compositional simulator at reservoir conditions = Determinação das curvas de permeabilidade relativa do sistema salmoura carbonatada equilibrada - óleo recombinado usando um simulador composicional em condições de reservatório

Juan Nicolas Tautiva Calderon

Determination of relative permeability curves of equilibrated carbonated brine - recombined oil system using a compositional simulator at reservoir conditions [recurso eletrônico] = Determinação das curvas de permeabilidade relativa do sistema salmoura carbonatada equilibrada - óleo recombinado usando um simulador composicional em condições de reservatório

Juan Nicolas Tautiva Calderon

Material

DISSERTAÇÃO

Idioma

Inglês

Número de chamada

T/UNICAMP T196d

Título paralelo/equiv.

[Determinação das curvas de permeabilidade relativa do sistema salmoura carbonatada equilibrada - óleo recombinado usando um simulador composicional em condições de reservatório]

Publicação

Campinas, SP : [s.n.], 2023.

Descrição física

1 recurso online (150 p.) : il., digital, arquivo PDF.

Nota geral

Orientadores: Erika Tomie Koroishi Blini, José Ricardo Pelaquim Mendes

Nota de dissertação ou tese

Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica

Resumo Resumo: Nos últimos anos, tem havido um crescente interesse no estudo do comportamento da permeabilidade relativa em meios porosos devido à sua importância fundamental na previsão do comportamento do fluxo de fluidos em reservatórios de petróleo. Portanto, a compreensão do comportamento da... Ver mais Resumo: Nos últimos anos, tem havido um crescente interesse no estudo do comportamento da permeabilidade relativa em meios porosos devido à sua importância fundamental na previsão do comportamento do fluxo de fluidos em reservatórios de petróleo. Portanto, a compreensão do comportamento da permeabilidade relativa em fluxos multifásicos é essencial para diversas aplicações, incluindo recuperação de petróleo, simulação de reservatórios e armazenamento geológico de CO2. Os pesquisadores têm utilizado técnicas de coreflooding para medir as permeabilidades relativas em diferentes condições, a fim de entender o comportamento do escoamento multifásico. Este trabalho apresenta o desenvolvimento de um modelo em escala de laboratório para o processo de drenagem em estado transiente e descreve uma metodologia para ajustar as curvas de permeabilidade relativa com base em dados experimentais. Os dados experimentais foram usados para determinar as curvas iniciais de permeabilidade relativa para um sistema de água carbonatada equilibrada (ECB) e óleo recombinado em rochas carbonáticas pré-sal brasileiro em condições de reservatório. A validação do modelo foi realizada comparando os dados experimentais de coreflooding, incluindo pressão diferencial, produção de óleo e curvas de saturação, obtidos através de um balanço de massa. O modelo de simulação foi rodado utilizando o simulador composicional GEM/CMG e foi ajustado com a ferramenta CMOST/CMG. Os resultados do ajuste histórico forneceram valores ajustados dos exponentes de Corey para a curva de permeabilidade relativa para o teste de drenagem Ver menos

Abstract: In recent years, there has been a growing interest in the study of relative permeability behavior in porous media due to its fundamental importance in predicting fluid flow behavior in oil reservoirs. Thus, an understanding of the relative permeability behavior of multiphase flow is... Ver mais Abstract: In recent years, there has been a growing interest in the study of relative permeability behavior in porous media due to its fundamental importance in predicting fluid flow behavior in oil reservoirs. Thus, an understanding of the relative permeability behavior of multiphase flow is essential for a range of applications, including enhanced oil recovery, reservoir simulation , forecasting and geologic CO2 storage. Researchers have used coreflooding techniques to measure relative permeabilities under different conditions to understand multiphase flow behavior. This work presents the development of a laboratory-scale model for the unsteady-state drainage process and presents a methodology to adjust the relative permeability curves through history matching with experimental data. The experimental data was used to determine an initial relative permeability curves of equilibrated carbonated brine (ECB)-recombined oil system in Brazilian pre-salt carbonate rocks at reservoir conditions. The model validation was performed with coreflooding experimental data (differential pressure, oil production, and saturation curves) obtained using mass balance. The simulation model was run using the composition simulator GEM/CMG and adjusted with CMOST/CMG tool. The history matching results for the relative permeability curve provided Corey’s exponents values for the drainage test Ver menos

Nota de sistema

Requisitos do sistema: Software para leitura de arquivo em PDF

Assuntos

Rochas carbonáticas

Permeabilidade

Simulação computacional

Autoria

Tautiva Calderon, Juan Nicolas, 1994-

Blini, Erika Tomie Koroishi, 1980- Orientador

Mendes, José Ricardo Pelaquim, 1971- Coorientador

Guimarães, Leonardo José do Nascimento Avaliador

Maschio, Célio, 1968- Avaliador