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Título: SIMULATION OF INJECTION PROCESS FOR VISCOELASTIC POLYMER SOLUTION IN A RESERVOIR SCALE
Instituição: PONTIFÍCIA UNIVERSIDADE CATÓLICA DO RIO DE JANEIRO - PUC-RIO
Autor(es): JULIA FROTA RENHA

Colaborador(es):  MARCIO DA SILVEIRA CARVALHO - Orientador
RANENA VERONICA PONCE FLORES - Coorientador
Catalogação:  25/07/2016 Idioma(s):  PORTUGUESE - BRAZIL

Tipo:  TEXT Subtipo:  THESIS
Natureza:  SCHOLARLY PUBLICATION
Nota:  Todos os dados constantes dos documentos são de inteira responsabilidade de seus autores. Os dados utilizados nas descrições dos documentos estão em conformidade com os sistemas da administração da PUC-Rio.
Referência [pt]:  https://www.maxwell.vrac.puc-rio.br/colecao.php?strSecao=resultado&nrSeq=27000@1
Referência [en]:  https://www.maxwell.vrac.puc-rio.br/colecao.php?strSecao=resultado&nrSeq=27000@2
Referência DOI:  https://doi.org/10.17771/PUCRio.acad.27000

Resumo:
Aiming to increase the capacity of oil fields, conventional recovery methods are used. These methods consist in the injection of water or gas to maintain the reservoir pressure. The oil production typically takes place by displacing this oil in the porous media, where the displacing fluid (water) is injected to gradually occupy the space of the displaced fluid (oil). Since due to capillary effects and the heterogeneity of the porous media, a residual oil portion ends up trapped in the reservoir. These methods lead to low values of oil recovery factor, which occurs mainly by two factors: high viscosity of the reservoir s oil in relation to the viscosity of the injected fluid and high interfacial tension between the fluids. The addition of polymers to the water ensures an increase in the viscosity of the injected fluid, improving mobility ratio between water and oil in the porous media. Thus, standardizing forward swept and improving the swept efficiency due to improved oil displacement, which reduces the formation of preferential paths in the reservoir, usually called fingers. This paper analyzes the viscoelastic behavior of the polymer, by isolating the viscous and elastic effect in function of its extension and shear rates, implemented in a polymer injection simulation model in a reservoir scale. The effect of the rheological properties of the polymer solution show in the production results a more stable injection front and consequently an oil recovery rate improvement when evaluated as a purely shear behavior. However an improvement in the recovery rate and stability of the injection front for pure extensional behavior can only be observed when the capillary number is increased considerably.

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