Orientador: Rosângela Barros Zanoni Lopes MorenoDissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de GeociênciasResumo: A alta demanda de energia associada à depleção de reservatórios leve são fatores que cada vez mais têm contribuído para o desenvolvimento e aprimoramento de métodos que visem a produção de óleo pesado. Neste contexto, a injeção de polímeros tem apresentado bons resultados quando comparado a métodos tradicionais, tal como a injeção de água. Uma das principais técnicas de injeção de polímeros é o processo conhecido como gradação viscosa. Esta metodologia caracteriza-se pela injeção de bancos de solução polimérica com viscosidade gradativamente menores. Assim, além de reduzir a quantidade de polímero injetado, evita-se que haja uma transição abrupta de viscosidade entre um banco polimérico altamente concentrado e a água de perseguição. Apesar da injeção de bancos de gradação viscosa com soluções poliméricas ser um processo amplamente utilizado (ou planejado) no campo, a utilização desta técnica ainda é ponto de discussão entre os autores. Diante disso, o presente trabalho tem como objetivo avaliar o processo de gradação viscosa na injeção de polímeros para a recuperação de óleo pesado em escala experimental. Para tal, as configurações propostas para o processo de gradação viscosa foram comparadas com a injeção contínua de polímeros e a injeção convencional de água. Além disso, este trabalho propõe uma modificação do modelo de Claridge (1978) para a determinação do tamanho dos bancos poliméricos que compõe o processo de gradação viscosa. O estudo experimental envolveu três conjuntos de testes de deslocamento a 40°C, utilizando arenitos altamente permeáveis provindos da formação Botucatu. Para o desenvolvimento dos testes, foram utilizados os seguintes fluidos: mistura óleo querosene ¿ 240.6 cP; salmoura ¿ 0.68 cP; soluções poliméricas de Floopam 5115SH ¿ 23,5, 12.6 e 6.9 cP em 7.81 s-1. O protocolo de testes incluiu as seguintes etapas: 1° Embebição; 1° Drenagem; 2° Embebição ¿ representado a recuperação pela injeção de água; 2° Drenagem; Injeção de Polímeros ¿ representado o método de recuperação avançada. A distinção entre os testes dá-se na etapa de injeção de polímeros, onde no teste 1 uma solução polimérica foi injetada continuamente e nos testes 2 e 3 avaliaram-se duas configurações diferentes do processo de gradação viscosa. A partir dos resultados obtidos pode-se constatar que para todos os casos analisados, a injeção de polímeros foi mais eficiente que a injeção convencional de água, uma vez que se observou a antecipação da produção de óleo, uma redução da razão água-óleo acumulada e incrementos de recuperação de óleo de até 18%. O processo de gradação viscosa mostrou-se mais vantajoso do que a injeção contínua pois notou-se uma melhora na razão entre o incremento de recuperação óleo e a massa de polímero injetada. Além disso, a água injetada pós bancos poliméricos apresentou um desempenho semelhante à solução polimérica utilizada ao longo do teste de injeção contínua a partir do primeiro volume poroso injetado. Desta forma, o processo de gradação viscosa pode agregar resultados significativos do ponto de vista econômico à injeção de polímerosAbstract: The high demand for energy and the depletion of conventional oil reservoirs are factors that have been continuously collaborating to the development and improvement of recovery methods to produce heavy oil. In this context, polymer flooding has been presenting significant results when compared to traditional methods, such as water flooding. One of the main polymer injection techniques is the process known as graded viscosity banks. This process is characterized by the injection of successive small banks of decreasing viscosity. Thus, besides to reduce injected polymer mass, graded viscosity banks process avoid an abrupt transition between a high concentrated polymer bank and drive water. Although graded polymer banks is widely applied (or planned) in field applications, the use of this technique is still a point of discussion among the authors. In light of this, this project aiming to analyze, in an experimental scale, the performance of graded polymer banks injection in heavy oil recovery. For this, the configurations proposed for graded viscosity banks were compared to the polymer continuous injection and water flooding. Also, this work proposes a modification for the model developed by Claridge (1978) to determine the size of graded viscosity polymer banks. The experimental study involved three sets of displacement tests at 40°C, using a high permeable (5000 mD) outcrop cylindrical samples, from Botacatu Formation. During the runs, the following fluids were used: oil-kerosene mixture ¿ 240.6 cP; brine ¿ 0.68 cP; Floopam 5115 SH (polymer) solutions of 24.3, 12.6 and 6.9 cP at 7.81 s-1. The test protocol was performed as follows: 1° Water Injection; 1° Oil Injection; 2° Water Injection ¿ representing the oil recovery by waterflooding; 2° Oil Injection; Polymer Injection ¿ representing the enhanced oil recovery method. From the obtained results, we can highlight that polymer injection was more efficient than waterflooding, since oil production anticipation, a reduction of the cumulative water-oil ratio and oil recovery increment up to 18% were observed for all the analyzed cases. Graded polymer bank process proved to be more advantageous than polymer continuous injection because an improvement in the oil recovery increment and the injected polymer mass ratio was noted. Also, the drive water presented a performance similar to the polymer solution used during the continuous injection test after the first injected pore volume. In this way, graded viscosity banks can provide significant results from the economic point of view to the polymer injectionMestradoReservatórios e GestãoMestre em Ciências e Engenharia de Petróleo33003017CAPE
