Análise comparativa entre simuladores de linha de fluxo e diferenças finitas para um reservatório de petróleo submetido a injeção de água

Water injection is the most widely used method for supplementary recovery in many oil fields due to various reasons, like the fact that water is an effective displacing agent of low viscosity oils, the water injection projects are relatively simple to establish and the water availability at a relatively low cost. For design of water injection projects is necessary to do reservoir studies in order to define the various parameters needed to increase the effectiveness of the method. For this kind of study can be used several mathematical models classified into two general categories: analytical or numerical. The present work aims to do a comparative analysis between the results presented by flow lines simulator and conventional finite differences simulator; both types of simulators are based on numerical methods designed to model light oil reservoirs subjected to water injection. Therefore, it was defined two reservoir models: the first one was a heterogeneous model whose petrophysical properties vary along the reservoir and the other one was created using average petrophysical properties obtained from the first model. Comparisons were done considering that the results of these two models were always in the same operational conditions. Then some rock and fluid parameters have been changed in both models and again the results were compared. From the factorial design, that was done to study the sensitivity analysis of reservoir parameters, a few cases were chosen to study the role of water injection rate and the vertical position of wells perforations in production forecast. It was observed that the results from the two simulators are quite similar in most of the cases; differences were found only in those cases where there was an increase in gas solubility ratio of the model. Thus, it was concluded that in flow simulation of reservoirs analogous of those now studied, mainly when the gas solubility ratio is low, the conventional finite differences simulator may be replaced by flow lines simulator the production forecast is compatible but the computational processing time is lower.

Estudo dos parâmetros operacionais do processo de combustão in situ em reservatório de petróleo pesado

The occurrence of heavy oil reservoirs have increased substantially and, due to the high viscosity characteristic of this type of oil, conventional recovery methods can not be applied. Thermal methods have been studied for the recovery of this type of oil, with a main objective to reduce its viscosity, by increasing the reservoir temperature, favoring the mobility of the oil and allowing an increasing in the productivity rate of the fields. In situ combustion (ISC) is a thermal recovery method in which heat is produced inside the reservoir by the combustion of part of the oil with injected oxygen, contrasting with the injection of fluid that is heated in the surface for subsequent injection, which leads to loss heat during the trajectory to the reservoir. The ISC is a favorable method for recovery of heavy oil, but it is still difficult to be field implemented. This work had as an objective the parametric analysis of ISC process applied to a semi-synthetic reservoir with characteristics of the Brazilian Northeast reservoirs using vertical production and vertical injection wells, as the air flow injection and the wells completions. For the analysis, was used a commercial program for simulation of oil reservoirs using thermal processes, called Steam, Thermal and Advanced Processes Reservoir Simulator (STARS) from Computer Modelling Group (CMG). From the results it was possible to analyze the efficiency of the ISC process in heavy oil reservoirs by increasing the reservoir temperature, providing a large decrease in oil viscosity, increasing its mobility inside the reservoir, as well as the improvement in the quality of this oil and therefore increasing significantly its recovered fraction. Among the analyzed parameters, the flow rate of air injection was the one which had greater influence in ISC, obtaining higher recovery factor the higher is the flow rate of injection, due to the greater amount of oxygen while ensuring the maintenance of the combustion front

Análise comparativa entre simuladores de linha de fluxo e diferenças finitas para um reservatório de petróleo submetido a injeção de água

Water injection is the most widely used method for supplementary recovery in many oil fields due to various reasons, like the fact that water is an effective displacing agent of low viscosity oils, the water injection projects are relatively simple to establish and the water availability at a relatively low cost. For design of water injection projects is necessary to do reservoir studies in order to define the various parameters needed to increase the effectiveness of the method. For this kind of study can be used several mathematical models classified into two general categories: analytical or numerical. The present work aims to do a comparative analysis between the results presented by flow lines simulator and conventional finite differences simulator; both types of simulators are based on numerical methods designed to model light oil reservoirs subjected to water injection. Therefore, it was defined two reservoir models: the first one was a heterogeneous model whose petrophysical properties vary along the reservoir and the other one was created using average petrophysical properties obtained from the first model. Comparisons were done considering that the results of these two models were always in the same operational conditions. Then some rock and fluid parameters have been changed in both models and again the results were compared. From the factorial design, that was done to study the sensitivity analysis of reservoir parameters, a few cases were chosen to study the role of water injection rate and the vertical position of wells perforations in production forecast. It was observed that the results from the two simulators are quite similar in most of the cases; differences were found only in those cases where there was an increase in gas solubility ratio of the model. Thus, it was concluded that in flow simulation of reservoirs analogous of those now studied, mainly when the gas solubility ratio is low, the conventional finite differences simulator may be replaced by flow lines simulator the production forecast is compatible but the computational processing time is lower.

Estudo dos parâmetros operacionais do processo de combustão in situ em reservatório de petróleo pesado

The occurrence of heavy oil reservoirs have increased substantially and, due to the high viscosity characteristic of this type of oil, conventional recovery methods can not be applied. Thermal methods have been studied for the recovery of this type of oil, with a main objective to reduce its viscosity, by increasing the reservoir temperature, favoring the mobility of the oil and allowing an increasing in the productivity rate of the fields. In situ combustion (ISC) is a thermal recovery method in which heat is produced inside the reservoir by the combustion of part of the oil with injected oxygen, contrasting with the injection of fluid that is heated in the surface for subsequent injection, which leads to loss heat during the trajectory to the reservoir. The ISC is a favorable method for recovery of heavy oil, but it is still difficult to be field implemented. This work had as an objective the parametric analysis of ISC process applied to a semi-synthetic reservoir with characteristics of the Brazilian Northeast reservoirs using vertical production and vertical injection wells, as the air flow injection and the wells completions. For the analysis, was used a commercial program for simulation of oil reservoirs using thermal processes, called Steam, Thermal and Advanced Processes Reservoir Simulator (STARS) from Computer Modelling Group (CMG). From the results it was possible to analyze the efficiency of the ISC process in heavy oil reservoirs by increasing the reservoir temperature, providing a large decrease in oil viscosity, increasing its mobility inside the reservoir, as well as the improvement in the quality of this oil and therefore increasing significantly its recovered fraction. Among the analyzed parameters, the flow rate of air injection was the one which had greater influence in ISC, obtaining higher recovery factor the higher is the flow rate of injection, due to the greater amount of oxygen while ensuring the maintenance of the combustion front

Nano emulsões aplicadas a recuperação avançada de petróleo

A exploração de petróleo está a cada dia em circunstâncias mais adversas, no que diz respeito à profundidade dos poços como também, em relação à fluidez do óleo. Os reservatórios de descobertas recentes não possuem energia própria para produzir ou os métodos convencionais não são eficientes para fazer com que esses reservatórios tenham uma vida útil elevada, devido a alterações das propriedades físico-químicas, como por exemplo a viscosidade, que torna o deslocamento do óleo pelos poros do reservatório até a superfície cada vez mais complexo. O presente trabalho tem como objetivo estudar a preparação, caracterização e a utilização de nanoemulsões obtidas a partir de sistemas microemulsionados, com e sem a presença de polímero. Esses sistemas foram aplicados como método químico de recuperação de petróleo, com o intuito de obter maior eficiência de volume de óleo deslocado. O interesse por esse tipo de sistema existe devido a sua baixa tensão superficial, o pequeno tamanho de gotícula e, principalmente, pelo baixo percentual de matéria ativa presente em sua composição. Os ensaios realizados para caracterizar esses sistemas foram: aspecto físico, medidas de tamanho de gotícula, índice de polidispersão, tensão superficial, pH e condutividade. Ensaios de reologia e de adsorção dos sistemas foram realizados com o objetivo de avaliar sua influencia na recuperação de petróleo. Os ensaios de recuperação foram realizados em um equipamento que simula as condições de um reservatório de petróleo, utilizando plugs de rocha arenito Botucatu. Esses plugs foram saturados com salmoura (KCl 2%) e com petróleo proveniente da Bacia Potiguar do campo de Ubarana. Após essas etapas foi realizada a recuperação convencional utilizando a salmoura e, por último, foi injetada, a nanoemulsão, como método de recuperação avançada. Os sistemas obtidos variaram de 0% à 0,4% de polímero. Os ensaios de tamanhos de partícula obtiveram como resultado uma variação de 9,22 a 14,8 nm, caracterizando que as nanoemulsões estão dentro da faixa de tamanho inerente a esse tipo de sistema. Para ensaios de tensão superficial os valores foram na faixa de 33,6 a 39,7 dynas/cm, valores semelhantes à microemulsões e bem abaixo da tensão superficial da água. Os resultados obtidos para os valores de pH e condutividade se mantiveram estáveis ao longo do tempo de armazenamento, essa avaliação indica estabilidade das nanoemulsões estudadas. O teste de recuperação avançada utilizando nanoemulsão com baixo percentual de matéria ativa obteve como resultado de eficiência de deslocamento 39,4%. Porém esse valor foi crescente, de acordo com o aumento do percentual de polímero na nanomeulsão. Os resultados de eficiência de deslocamento de petróleo estão diretamente relacionados com o aumento da viscosidade das nanoemulsões. A nanoemulsão V (0,4% polímero) é o sistema mais viscoso dentre os analisados, e obteve o maior percentual de óleo deslocado (76,7%), resultando na maior eficiência de deslocamento total (90%). Esse estudo mostrou o potencial de sistemas nanoemulsionados, com e sem polímeros, na recuperação avançada de petróleo. Eles apresentam algumas vantagens com relação a outros métodos de recuperação avançada, como: o baixo percentual de matéria ativa, baixo índice de adsorção do polímero, dissolvido em nanoemulsão, na rocha e alta eficiência de recuperação

Incorporação do vínculo de suavidade no ajuste de histórico de reservatórios de petróleo

The history match procedure in an oil reservoir is of paramount importance in order to obtain a characterization of the reservoir parameters (statics and dynamics) that implicates in a predict production more perfected. Throughout this process one can find reservoir model parameters which are able to reproduce the behaviour of a real reservoir.Thus, this reservoir model may be used to predict production and can aid the oil file management. During the history match procedure the reservoir model parameters are modified and for every new set of reservoir model parameters found, a fluid flow simulation is performed so that it is possible to evaluate weather or not this new set of parameters reproduces the observations in the actual reservoir. The reservoir is said to be matched when the discrepancies between the model predictions and the observations of the real reservoir are below a certain tolerance. The determination of the model parameters via history matching requires the minimisation of an objective function (difference between the observed and simulated productions according to a chosen norm) in a parameter space populated by many local minima. In other words, more than one set of reservoir model parameters fits the observation. With respect to the non-uniqueness of the solution, the inverse problem associated to history match is ill-posed. In order to reduce this ambiguity, it is necessary to incorporate a priori information and constraints in the model reservoir parameters to be determined. In this dissertation, the regularization of the inverse problem associated to the history match was performed via the introduction of a smoothness constraint in the following parameter: permeability and porosity. This constraint has geological bias of asserting that these two properties smoothly vary in space. In this sense, it is necessary to find the right relative weight of this constrain in the objective function that stabilizes the inversion and yet, introduces minimum bias. A sequential search method called COMPLEX was used to find the reservoir model parameters that best reproduce the observations of a semi-synthetic model. This method does not require the usage of derivatives when searching for the minimum of the objective function. Here, it is shown that the judicious introduction of the smoothness constraint in the objective function formulation reduces the associated ambiguity and introduces minimum bias in the estimates of permeability and porosity of the semi-synthetic reservoir model

Iinterpretação conjunta de dados de GPR e medidas de permeabilidade sobre um análogo de reservatório siliciclástico falhado na bacia de Tucano, no NE do Brasil

It is presented an integrated geophysical investigation of the spatial distribution of faults and deformation bands (DB´s) in a faulted siliciclastic reservoir analogue, located in Tucano Basin, Bahia State, northeastern Brazil. Ground Penetrating Radar (GPR) and permeability measurements allowed the analysis of the influence of DB´s in the rock permeability and porosity. GPR data were processed using a suitable flow parametrization in order to highlight discontinuities in sedimentary layers. The obtained images allowed the subsurface detection of DB´s presenting displacements greater that 10 cm. A good correlation was verified between DB´s detected by GPR and those observed in surface, the latter identified using conventional structural methods. After some adaptations in the minipermeameter in order to increase measurement precision, two approaches to measure permeabilities were tested: in situ and in collected cores. The former approach provided better results than the latter and consisted of scratching the outcrop surface, followed by direct measurements on outcrop rocks. The measured permeability profiles allowed to characterize the spatial transition from DB´s to undeformed rock; variation of up to three orders of magnitude were detected. The permeability profiles also presented quasi-periodic patterns, associated with textural and granulometric changes, possibly associated to depositional cycles. Integrated interpretation of the geological, geophysical and core data, provided the subsurface identification of an increase in the DB´s number associated with a sedimentary layer presenting granulometric decrease at depths greater than 8 m. An associated sharp decrease in permeability was also measured in cores from boreholes. The obtained results reveal that radagrams, besides providing high resolution images, allowing the detection of small structures (> 10 cm), also presented a correlation with the permeability data. In this way, GPR data may be used to build upscaling laws, bridging the gap between outcrop and seismic data sets, which may result in better models for faulted reservoirs

Monitoramento microbiológico e físico-químico de tanques de armazenamento de óleo e água

A injeção da água do mar nos campos marítimos (offshore), processo este conhecido como recuperação secundária de petróleo, gera muitos resíduos e efluentes. Dentre estes, pode-se destacar a água produzida, que consiste de água de formação, água naturalmente presente na formação geológica do reservatório de petróleo, e água de injeção, aquela normalmente injetada no reservatório para aumento de produção. Sete tanques de armazenamento de água/óleo de um terminal foram monitorados quanto à presença de micro-organismos e teores de sulfato, sulfeto, pH e condutividade. Particularmente, as bactérias redutoras de sulfato (BRS), que agem às expensas da atividade de outras espécies, reduzindo sulfato à sulfeto, constituindo-se num problema-chave. Os tanques de óleo codificados como Verde, Ciano, Roxo, Cinza, Vermelho, Amarelo e Azul, apresentaram comportamentos distintos quanto aos parâmetros microbiológicos e físico-químicos. Após este monitoramento, de acordo com valores referência adotados, e levando-se em conta como principais parâmetros classificatórios concentrações de BRS, bactérias anaeróbias totais e sulfeto, os dois tanques considerados mais limpos do monitoramento foram os tanques roxo e ciano. Analogamente, por apresentarem os piores desempenhos frente aos três principais parâmetros, os tanques amarelo e cinza foram considerados os mais sujos de todo o monitoramento. Após esta segregação, esses três principais parâmetros, mais a concentração de sulfato, foram inter-relacionados a fim de se corroborar esta classificação. Foi possível observar que o sulfeto instantâneo não foi o parâmetro mais adequado para se avaliar o potencial metabólico de uma amostra. Por este motivo, foram verificados os perfis metabólicos das BRS presentes nas amostras, confirmando a segregação dos tanques, baseada em parâmetros em batelada

Modelagem e simulação do escoamento imiscível em meios porosos fractais descritos pela equação de Kozeny-Carman Generalizada

O presente trabalho trata do escoamento bifásico em meios porosos heterogêneos de natureza fractal, onde os fluidos são considerados imiscíveis. Os meios porosos são modelados pela equação de Kozeny-Carman Generalizada (KCG), a qual relaciona a porosidade com a permeabilidade do meio através de uma nova lei de potência. Esta equação proposta por nós é capaz de generalizar diferentes modelos existentes na literatura e, portanto, é de uso mais geral. O simulador numérico desenvolvido aqui emprega métodos de diferenças finitas. A evolução temporal é baseada em um esquema de separação de operadores que segue a estratégia clássica chamada de IMPES. Assim, o campo de pressão é calculado implicitamente, enquanto que a equação da saturação da fase molhante é resolvida explicitamente em cada nível de tempo. O método de otimização denominado de DFSANE é utilizado para resolver a equação da pressão. Enfatizamos que o DFSANE nunca foi usado antes no contexto de simulação de reservatórios. Portanto, o seu uso aqui é sem precedentes. Para minimizar difusões numéricas, a equação da saturação é discretizada por um esquema do tipo "upwind", comumente empregado em simuladores numéricos para a recuperação de petróleo, o qual é resolvido explicitamente pelo método Runge-Kutta de quarta ordem. Os resultados das simulações são bastante satisfatórios. De fato, tais resultados mostram que o modelo KCG é capaz de gerar meios porosos heterogêneos, cujas características permitem a captura de fenômenos físicos que, geralmente, são de difícil acesso para muitos simuladores em diferenças finitas clássicas, como o chamado fenômeno de dedilhamento, que ocorre quando a razão de mobilidade (entre as fases fluidas) assume valores adversos. Em todas as simulações apresentadas aqui, consideramos que o problema imiscível é bidimensional, sendo, portanto, o meio poroso caracterizado por campos de permeabilidade e de porosidade definidos em regiões Euclideanas. No entanto, a teoria abordada neste trabalho não impõe restrições para sua aplicação aos problemas tridimensionais.

Monitoramento microbiológico e físico-químico de tanques de armazenamento de óleo e água

A injeção da água do mar nos campos marítimos (offshore), processo este conhecido como recuperação secundária de petróleo, gera muitos resíduos e efluentes. Dentre estes, pode-se destacar a água produzida, que consiste de água de formação, água naturalmente presente na formação geológica do reservatório de petróleo, e água de injeção, aquela normalmente injetada no reservatório para aumento de produção. Sete tanques de armazenamento de água/óleo de um terminal foram monitorados quanto à presença de micro-organismos e teores de sulfato, sulfeto, pH e condutividade. Particularmente, as bactérias redutoras de sulfato (BRS), que agem às expensas da atividade de outras espécies, reduzindo sulfato à sulfeto, constituindo-se num problema-chave. Os tanques de óleo codificados como Verde, Ciano, Roxo, Cinza, Vermelho, Amarelo e Azul, apresentaram comportamentos distintos quanto aos parâmetros microbiológicos e físico-químicos. Após este monitoramento, de acordo com valores referência adotados, e levando-se em conta como principais parâmetros classificatórios concentrações de BRS, bactérias anaeróbias totais e sulfeto, os dois tanques considerados mais limpos do monitoramento foram os tanques roxo e ciano. Analogamente, por apresentarem os piores desempenhos frente aos três principais parâmetros, os tanques amarelo e cinza foram considerados os mais sujos de todo o monitoramento. Após esta segregação, esses três principais parâmetros, mais a concentração de sulfato, foram inter-relacionados a fim de se corroborar esta classificação. Foi possível observar que o sulfeto instantâneo não foi o parâmetro mais adequado para se avaliar o potencial metabólico de uma amostra. Por este motivo, foram verificados os perfis metabólicos das BRS presentes nas amostras, confirmando a segregação dos tanques, baseada em parâmetros em batelada

Estudo da perícia em petrografia sedimentar e sua importância para a engenharia de conhecimento

Perícia é a capacidade de aplicar habilidades intelectuais para resolver problemas em domínios estratégicos, com um desempenho e qualidade de solução superior à média dos profissionais da área. Ampliar a compreensão do que é a perícia fornece suporte e justificativas para a proposição de novos recursos para aquisição e modelagem de conhecimento na área da Engenharia de Conhecimento. Esta tese apresenta os resultados de um estudo sobre a perícia em Geologia, em especial numa aplicação em Petrografia Sedimentar. A tarefa em questão é especialmente significativa porque, ao contrário das tarefas típicas, cujo estudo tem levado ao desenvolvimento de diversas metodologias de aquisição de conhecimento, essa tarefa aplica primariamente raciocínio baseado na análise de imagens e, secundariamente, busca e métodos analíticos para interpretar os objetos da perícia (no caso, rochas-reservatório de petróleo). O objetivo deste projeto de tese é a identificação dos recursos cognitivos aplicados por especialistas na solução de problemas, que são essencialmente de reconhecimento visual e a representação do que é reconhecido. A interpretação dessas habilidades fornece fundamentos para a proposta de novos recursos para aquisição e modelagem, e posterior desenvolvimento de sistemas especialistas para interpretação de rochas. Também contribuem para o tratamento da perícia em outros campos que possuam o mesmo caráter de reconhecimento visual tal como a interpretação de rochas. O estudo foi desenvolvido em duas fases. Na primeira, o conhecimento foi eliciado de um especialista em Petrografia Sedimentar e estruturado, utilizando técnicas tradicionais de aquisição de conhecimento. A segunda fase envolveu o desenvolvimento de um experimento com dezenove geólogos com diferentes níveis de perícia, para identificar os tipos de conhecimentos que suportam a perícia e quais os métodos de solução que são aplicados nos altos níveis da perícia. O estudo das habilidades cognitivas demonstrou que especialistas em Petrografia sedimentar desenvolvem uma grande variedade de formas mentais e hierarquias que diferem daquelas normalmente descritas na literatura da área. Especialistas retém ainda um grande conjunto de abstrações simbólicas de imagens, denominados aqui de pacotes visuais. Os pacotes visuais possuem importante papel na indexação das estruturas mentais e na condução do processo de inferência. As representações são tipicamente associadas com seus próprios métodos de solução de problemas adequados à complexidade da tarefa de caracterização de reservatórios. A aplicação desses recursos faz parte do conjunto de conhecimentos tácitos dos especialistas. A associação de grafos de conhecimento e a análise de casos mostrou-se, neste trabalho, um método adequado para a externalizar e adquirir o conhecimento declarativo e as relações causais, as quais não são evidenciadas com as técnicas de aquisição de conhecimento tradicionais. Métodos de solução de problemas, por sua vez, foram eliciados com o auxílio das bibliotecas de solução de problemas disponíveis na literatura e grafos de conhecimento. O modelo de representação, aqui proposto, expressa o conhecimento em dois níveis: o nível da externalização, compatível com o conhecimento de um intermediário em Petrografia Sedimentar, e o nível da inferência, que modela o conhecimento tácito do especialista. Esta tese apresenta de forma inédita o conceito de pacote visual como uma primitiva de representação e um conjunto de métodos de solução de problemas adequados à interpretação de rochas.

Análise econômica e histórica do instituto da unitização

O presente trabalho aborda o tema “Instituto da Unitização”, ou mesmo “Individualização da Produção”, conforme nomenclatura nacional, termos que designam o que vem a ser uma operação conjunta e coordenada de um reservatório de petróleo, gás natural ou ambos por todas as partes com direitos de propriedade sobre as áreas por onde se estende o reservatório. Os conceitos de Unitização serão estudados e abordados segundo contexto da indústria do petróleo em seus elementos técnicos, jurídicos e econômicos. À luz da Teoria Econômica, serão analisados os Fundamentos do Instituto da Unitização e a evolução de sua aplicação no contexto nacional e internacional.

Otimização de vazão de poços injetores em projeto de injeção de água utilizando simulação por linhas de fluxo

Until the early 90s, the simulation of fluid flow in oil reservoir basically used the numerical technique of finite differences. Since then, there was a big development in simulation technology based on streamlines, so that nowadays it is being used in several cases and it can represent the physical mechanisms that influence the fluid flow, such as compressibility, capillarity and gravitational segregation. Streamline-based flow simulation is a tool that can help enough in waterflood project management, because it provides important information not available through traditional simulation of finite differences and shows, in a direct way, the influence between injector well and producer well. This work presents the application of a methodology published in literature for optimizing water injection projects in modeling of a Brazilian Potiguar Basin reservoir that has a large number of wells. This methodology considers changes of injection well rates over time, based on information available through streamline simulation. This methodology reduces injection rates in wells of lower efficiency and increases injection rates in more efficient wells. In the proposed model, the methodology was effective. The optimized alternatives presented higher oil recovery associated with a lower water injection volume. This shows better efficiency and, consequently, reduction in costs. Considering the wide use of the water injection in oil fields, the positive outcome of the modeling is important, because it shows a case study of increasing of oil recovery achieved simply through better distribution of water injection rates

Simulação de fluxo de fluidos em meios porosos desordenados uma análise de efeito de escala na estimativa da permeabilidade e do coeficiente de arrasto

The present study provides a methodology that gives a predictive character the computer simulations based on detailed models of the geometry of a porous medium. We using the software FLUENT to investigate the flow of a viscous Newtonian fluid through a random fractal medium which simplifies a two-dimensional disordered porous medium representing a petroleum reservoir. This fractal model is formed by obstacles of various sizes, whose size distribution function follows a power law where exponent is defined as the fractal dimension of fractionation Dff of the model characterizing the process of fragmentation these obstacles. They are randomly disposed in a rectangular channel. The modeling process incorporates modern concepts, scaling laws, to analyze the influence of heterogeneity found in the fields of the porosity and of the permeability in such a way as to characterize the medium in terms of their fractal properties. This procedure allows numerically analyze the measurements of permeability k and the drag coefficient Cd proposed relationships, like power law, for these properties on various modeling schemes. The purpose of this research is to study the variability provided by these heterogeneities where the velocity field and other details of viscous fluid dynamics are obtained by solving numerically the continuity and Navier-Stokes equations at pore level and observe how the fractal dimension of fractionation of the model can affect their hydrodynamic properties. This study were considered two classes of models, models with constant porosity, MPC, and models with varying porosity, MPV. The results have allowed us to find numerical relationship between the permeability, drag coefficient and the fractal dimension of fractionation of the medium. Based on these numerical results we have proposed scaling relations and algebraic expressions involving the relevant parameters of the phenomenon. In this study analytical equations were determined for Dff depending on the geometrical parameters of the models. We also found a relation between the permeability and the drag coefficient which is inversely proportional to one another. As for the difference in behavior it is most striking in the classes of models MPV. That is, the fact that the porosity vary in these models is an additional factor that plays a significant role in flow analysis. Finally, the results proved satisfactory and consistent, which demonstrates the effectiveness of the referred methodology for all applications analyzed in this study.

Otimização de vazão de poços injetores em projeto de injeção de água utilizando simulação por linhas de fluxo

Until the early 90s, the simulation of fluid flow in oil reservoir basically used the numerical technique of finite differences. Since then, there was a big development in simulation technology based on streamlines, so that nowadays it is being used in several cases and it can represent the physical mechanisms that influence the fluid flow, such as compressibility, capillarity and gravitational segregation. Streamline-based flow simulation is a tool that can help enough in waterflood project management, because it provides important information not available through traditional simulation of finite differences and shows, in a direct way, the influence between injector well and producer well. This work presents the application of a methodology published in literature for optimizing water injection projects in modeling of a Brazilian Potiguar Basin reservoir that has a large number of wells. This methodology considers changes of injection well rates over time, based on information available through streamline simulation. This methodology reduces injection rates in wells of lower efficiency and increases injection rates in more efficient wells. In the proposed model, the methodology was effective. The optimized alternatives presented higher oil recovery associated with a lower water injection volume. This shows better efficiency and, consequently, reduction in costs. Considering the wide use of the water injection in oil fields, the positive outcome of the modeling is important, because it shows a case study of increasing of oil recovery achieved simply through better distribution of water injection rates