Analise de reprodutibilidade de digitações viscosas em meios porosos naturais consolidados

• Main Author: Silva, Arlindo da Costa e
• Other Authors: UNIVERSIDADE ESTADUAL DE CAMPINAS
• Format: Others
• Language: Portuguese
• Published: [s.n.] 1994
• Subjects: Engenharia do petróleo; Tomografia computadorizada por raios X
• Online Access: SILVA, Arlindo da Costa e. Analise de reprodutibilidade de digitações viscosas em meios porosos naturais consolidados. 1994. 11v. (paginação irregular). Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica, Campinas, SP. Disponível em: <http://www.repositorio.unicamp.br/handle/REPOSIP/263284>. Acesso em: 19 jul. 2018.; http://repositorio.unicamp.br/jspui/handle/REPOSIP/263284

Orientadores: Antonio Celso Fonseca de Arruda, Euclides Jose Bonet === Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica === Made available in DSpace on 2018-07-19T20:23:36Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Silva_ArlindodaCostae_M.pdf: 55190653 bytes, checksum: dbf84d06f9f97990b8efe767cfc5a270 (MD5) Previous issue date: 1994 === Resumo: Objetivou-se, através da técnica de tomografia computadorizada de Raios-X, visualizar o desenvolvimento de digitações viscosas durante o deslocamento de uma fase óleo por uma fase aquosa em um meio poroso homogêneo, natural e consolidado (arenito Vosges ). Foram escolhidos parâmetros de velocidade de injeção e razão de mobilidade de modo a propiciar o surgimento de digitações viscosas durante o escoamento bifásico. Com a utilização de um sofisticado sistema computacional (Khoros) para o tratamento das imagens gráficas, foi possível a determinação dos perfis de porosidade e de saturação de fluidos ao longo das amostras de rocha. A análise das imagens das secções transversais mostrou que, em condições de estabilidade hidrodinâmica, o deslocamento se desenvolve de acordo com o modelo pistonado sofrendo, apenas, efeitos gravitacionais bastante suavizados. Em contra-partida, em condições hidrodinamicamente instáveis, o fluido injetado se desloca através de regiões bem definidas do meio poroso indicando a existência de canais com pequeno gradiente positivo de permeabilidade. Observou-se, neste caso, efeitos de segregação gravitacional ainda mais marcantes. A análise dos perfis de saturação mostrou que, sob condições de saturação de água inata constante, as curvas de saturação da fase aquosa contra a variável de similaridade (XoITD) são semelhantes. Mantidos os mesmos parâmetros de injeção, observou-se que, as curvas de permeabilidade relativa ao óleo se sobrepõem. O mesmo acontece com as curvas de permeabilidade relativa à agua. Ficou evidente que tais curvas de permeabilidade relativa são bastante sensíveis à velocidade de injeção da fase de maior mobilidade. As curvas de permeabilidade relativa à água sugerem a existência de dois regimes de escoamento no interior do meio poroso e que, a mudança de um regime para o outro acontece em valores muito próximos de saturação da fase aquosa na rocha === Abstract: The purpose of this work is to apply computerized X-Ray tomography techniques to visualize the development of viscous fingering during the displacement of an oil phase through an homogeneous, natural and consolidated porous media. Viscous fingering during two-phase flow is obtained by appropriate selection of both injection rate and mobility ratio. The porosity and saturation profiles have been computed by means of image analysis through the use of a graphical interpretation software. The image analysis of the cross sections shows that, under conditions of hidrodynamic stability, the displacement of water by oil occurs as predicted by the piston-like model, with small gravitational effects. On the other hand, when the oil phase is displaced by a water phase under unstable hidrodynamic conditions, the injected water flows through well defined regions of the porous medium. Gravity segregation is also observed in this case. Provided the injection parameters and the connate water saturation are kept constant, the water saturation profiles as a function of self-similar variable (xo / to) merge into a single curve. For the same injection conditions, it was observed that curves of oil permeability versus water saturation overlap themselves. Such overlapping also happens with the water relative permeability versus water saturation curves. It was evident that the oil relative permeabilities are strongly influenced by the injection rate of a higher mobility fluid. The shape of the water relative permeability curves indicates the existence of two different displacement mechanisms taking place along the core. Moreover, the water fractionary flow curve is characteristic of unstable displacement === Mestrado === Mestre em Engenharia de Petróleo