Isabelly Christinne Alves Bezerra Alencar dos Santos
Título
AVALIAÇÃO DO EFEITO DE BORDA EM TESTES DE PERMEABILIDADE RELATIVA ÁGUA-ÓLEO UTILIZANDO O PROCEDIMENTO DE MULTI-VAZÕES
Resumo
As curvas de permeabilidade relativa água-óleo obtidas em laboratório são utilizadas em simuladores de reservatório para prever a produção de fluidos e decidir as melhores estratégias para um campo de petróleo. Diante disso, pesquisadores estudam diversos procedimentos para obtenção de curvas de permeabilidade relativa água-óleo, dentre eles os métodos de injeção em múltiplas vazões. Assim, este trabalho propõe-se a desenvolver um procedimento experimental de múltiplas vazões crescentes. Para viabilizar isso, foram realizadas inicialmente simulações no CYDAR, visando estabelecer as vazões e o tempo necessário para realização do experimento, dentro dos limites dos equipamentos, além disso foram utilizados procedimentos de alteração de molhabilidade para visualizar o comportamento do ensaio em diferentes condições. Após isso, os ensaios foram executados e obteve-se como resultados o tempo mínimo de 5 horas para estabilização da produção de óleo e do diferencial de pressão em cada vazão, para amostras de alta permeabilidade com molhabilidade a água e mista. Concluiu-se que as amostras molháveis à água são menos afetadas pelo aumento de vazão. Também foi avaliada a contabilização e minimização do efeito de borda nesses testes.
Abstract
The relative permeability curves obtained in the laboratory are used in reservoir simulators to predict production and decide the best strategies for an oil field. Therefore, researchers are studying several procedures to obtain relative permeability curves, among them the multiple flow rate injection methods. Thus, this work proposes to develop an experimental procedure with multiple increasing flow rates. To make this feasible, simulations were initially carried out at CYDAR, aiming to establish the flow rates and the necessary time at each step, within the limits of the equipment. Also, procedures for changing wettability were used to visualize the test behavior under different conditions. After that, the tests were carried out and the results obtained were the minimum time of 5 hours to stabilize the oil production and the differential pressure at each flow rate, for high permeability samples with water-wet and mixed-wet. The water-wet samples are less affected by the increase in flow rate. The accounting and minimization of the edge effect in these tests were also evaluated.
