Orientador: Sergio Nascimento Bordalo / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-08-14T18:41:08Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Oliveira_RafaeldeCastro_M.pdf: 1603033 bytes, checksum: 5b19ae643a703f87aab5fd52d37d741a (MD5) Previous issue date: 2005 / Resumo: A deposição de parafinas em dutos submarinos é um sério problema para a produção marítima de petróleo. Parafinas são substâncias orgânicas caracterizadas por longas cadeias de carbono e hidrogênio, formadas por ligações covalentes simples, apresentando peso molecular elevado, devido ao grande número de átomos de carbono. Parafinas precipitam-se de soluções oleosas devido a um decréscimo de temperatura, e com o tempo, a parafina sólida fora da solução líquida deposita-se nas paredes das tubulações obstruindo o fluxo e ocasionando o aumento de perda de carga por fricção nas linhas. Em conseqüência, ocorre diminuição da vazão dos fluidos e entupimento da seção do duto de produção, entre outros problemas. O presente trabalho visa estudar esse fenômeno na produção de petróleo no mar, onde existe um gradiente térmico ao longo do escoamento devido à elevada diferença de temperatura entre o reservatório e o fundo do oceano. Para esse fim, foi construído um aparato experimental que consiste em uma tubulação horizontal de 25,4 mm (1") de diâmetro e cerca de 13 metros de comprimento, imersa em um banho de água gelada. Medidas de gradiente de pressão e de temperatura são efetuadas ao longo da tubulação, de modo a estudar o efeito da presença de água no escoamento, em relação ao fluxo monofásico de óleo, na deposição de parafina e no aumento do gradiente de pressão. / Abstract: The paraffin deposition in submarine pipelines poses a serious problem for the offshore oil production. Paraffins are organic substances characterized by long chains of carbon and hydrogen, linked by simple covalent bonds, presenting high molecular weight, due to the large number of carbon atoms. Paraffins precipitate off oily solutions due to a temperature decrease, and with time, the solid paraffin out of the liquid solution deposits on the walls of the pipeline, obstructing the flow and causing an increase of the pressure drop along the lines. Consequently, a reduction of the flow rate occurs, as well as clogging of the cross section of the production duct, among others problems. The present work aims to study this phenomenon in the case of oil production at the sea, where a thermal gradient exists along the flowlines, due to high temperature difference between the petroleum reservoir and the bottom of the ocean. To this end, an experimental apparatus was built consisting of an horizontal pipeline about 13 meters long with a 25,4 mm (1 in) diameter, immersed in a chilly water bath. Measurements of temperature and pressure were taken along the length of the pipeline, to study the effect of the two-phase flow, in relation to the single-phase flow, on the paraffin deposition and on the increase of the pressure gradient. / Mestrado / Explotação / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientadores: Leonardo Goldstein Junior, Emerson dos Reis / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-08-15T08:49:00Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Galdiano_EderdosSantos_M.pdf: 3731509 bytes, checksum: 5415460955079bfdf8773ebcc4ee6500 (MD5) Previous issue date: 2010 / Resumo: Esse trabalho é uma contribuição ao estudo de uma sonda não-intrusiva para medição da espessura da camada anular de escoamentos bifásicos óleo-água - core-flow. É discutida a construção do sensor capacitivo da sonda. Dela são avaliados o desempenho estático, numa bancada construída para este fim, e o dinâmico na presença de escoamento numa bancada existente no Laboratório de Petróleo (LabPetro). Através dos testes estáticos, foram obtidas informações sobre a resposta da sonda: formato da curva de resposta, sensibilidade, faixa de medição, e estudou-se o efeito da condutividade da água. Os dados experimentais foram comparados com resultados de simulação numérica obtidos por outro autor. Nos testes dinâmicos, foi utilizada uma técnica de medição da espessura da camada de água através de imagens de filmagens registradas do escoamento, sendo que estes dados foram comparados com os obtidos com a sonda capacitiva, assim permitindo a avaliação do seu desempenho no escoamento. Os resultados demonstram potencial do sistema proposto, mas também apontam para a necessidade de novos estudos e aperfeiçoamentos / Abstract: This work is a contribution to the study of a non-intrusive probe for measurement of the thickness of the water layer of a core-annular flow. A capacitive probe was built and its static performance was evaluated from tests executed in a specially designed bench-scale apparatus. In addition, evaluation of the dynamic performance was made possible from fluid-flow tests in a multiphase flow loop. From the static tests information was obtained about the probe output: shape of the produced response, sensitivity, range and the water electrical conductivity effect. The experimental data were compared with results of a numerical simulation available from a different author. In the dynamic tests the measurement technique used to obtain the thickness of the annular water layer consisted of a sequence of photographic images from a fast camera. The results were compared with those from the capacitive probe, allowing the evaluation of its performance in the presence of fluid flow. The results demonstrate the potential of the considered system, but they also point out to the necessity of new studies and development / Mestrado / Termica e Fluidos / Mestre em Engenharia Mecânica

A presente dissertação de mestrado envolve o estudo da perda da pressão e dos padrões para escoamentos água/ar em um canal retangular segundo inclinações a partir do plano horizontal de -90° a 90°. Também foi avaliado o efeito nestes parâmetros de rotacionar a seção de testes em torno de seu eixo axial segundo ângulos de 45° e 60°, determinados a partir da condição de suas faces superior e inferior posicionadas horizontalmente. O texto se inicia com a apresentação de um amplo estudo da literatura sobre métodos de previsão de padrões de escoamento e perda de pressão durante escoamentos bifásicos no interior de dutos. Em seguida é descrito o aparato experimental projetado e construído para este estudo. Tal descrição inclui o detalhamento da seção de testes, que consiste em um canal retangular de seção transversal com dimensões de 6,0 x 6,5 mm². Resultados foram levantados para vazões mássicas entre 90 e 760 kg/m²s, correspondendo a velocidades superficiais entre 0,03 a 19,42 m/s e 0,1 a 0,76 m/s, para, respectivamente as fases gás e líquido. Mapas de escoamento foram desenvolvidos com base em imagens capturadas por câmera de alta velocidade, e também com base na técnica de agrupamento de dados k-means. Os escoamentos foram classificados segundo os padrões bolhas, intermitente e anular. As características hidrodinâmicas e as transições entre estes padrões foram significativamente alteradas pela inclinação do canal. Constatou-se também significativa influência da rotação em torno do eixo do canal, favorecendo efeitos de estratificação no escoamento. As transições obtidas experimentalmente foram comparadas com os métodos de previsão disponíveis na literatura. Os métodos de Taitel e Dukler (1976), para escoamento horizontal, e Taitel et al. (1980) para escoamento vertical ascendente, apresentaram as melhores previsões dos dados experimentais. Com o objetivo de estimar a parcela gravitacional da perda de pressão, levantou-se resultados para a fração de vazio superficial avaliada com base na velocidade média de bolhas alongadas e no tratamento de imagens no caso do escoamento em bolhas. Resultados de perda de pressão por atrito foram comparados com vinte métodos de previsão da literatura. As correlações de Mishima e Hibiki (1996) e Zhang et al. (2010) proporcionaram as melhores previsões para escoamento horizontal. Para escoamentos inclinados, comparou-se 25 métodos da literatura para a determinação da perda de pressão por atrito com os resultados de perda de pressão experimentais, com a perda de pressão gravitacional estimada considerando 20 métodos para a fração de vazio superficial. Desta análise constatou-se que a combinação dos métodos de Mishima e Hibiki (1996) e Zhang et al. (2010) para a previsão da parcela de perda de pressão devido ao atrito e o método de Spedding e Chen (1984) para previsão da fração de vazio superficial, utilizado para a determinação da parcela gravitacional, proporcionam previsões satisfatórias dos dados experimentais. / The present dissertation concerns a study on pressure drop and flow patterns for air/water flows inside a rectangular channel positioned according to inclination angles, relative to the horizontal plane, from -90° to 90°. The effects on flow patterns and pressure drop of rotating the test section relative to its longitudinal axis according to angles of 45° and 60° are also evaluated. Initially, a broad review of the literature concerning experimental studies and predictive methods for flow pattern and pressure drop inside channels is presented. Then, the experimental facility developed for this study is described. In this description, the test section, consisting of a rectangular channel with cross-sectional area of 6.0 x 6.5 mm² is detailed. Experimental data were obtained for mass velocities from 90 to 760 kg/m²s, corresponding to gas and liquid superficial velocities from 0.03 to 19.4 m/s and from 0.1 to 0.76 m/s, respectively. Flow patterns maps were developed based on the following approaches: analyses of two-phase flow images from a high speed video camera; and using the k-means clustering algorithm based on pressure drop and optical signals. The bubbly, intermittent and annular flow patterns were characterized. From the analyses of the data, it was found that the flow pattern transitions are significantly affected by the flow inclination and channel rotation. Two-phase flow stratification effects are enhanced by rotating the channels. Among the flow pattern predictive method evaluated in the present study, Taitel and Dukler (1976), for horizontal channels, and Taitel et al. (1980), for upward flow, provided the best predictions of the data obtained in the present study. In order of estimating the gravitational parcel of the pressure drop, superficial void fraction results were obtained based on the mean velocity of elongated bubbles, for intermittent flow, and on the image processing of bubbles, for bubbly flow. Experimental results for frictional pressure drop were compared against 20 predictive methods available in the literature. The methods of Mishima e Hibiki (1996) and Zhang et al. (2010) performed the best for horizontal flows. The frictional pressure drop predictions were also evaluated for inclined flows by comparing the measured total pressure drop against the corresponding calculated values based on the combination of 25 frictional pressure drop predictive methods and the gravitational parcel of pressure drop estimated according to 20 predictive methods for superficial void fraction. From this analysis, it was found that the combination of Mishima e Hibiki (1996) and Zhang et al. (2010) methods for frictional pressure drop with the method of Spedding e Chen (1984), for void fraction, used to determine the gravitational parcel, provide satisfactory predictions of the experimental data.

Escoamentos gás-líquido assim como escoamento líquido-líquido-gás em duto de geometria anular estão presentes em muitas aplicações industriais, por exemplo, em poços de petróleo direcionais. No entanto, até mesmo características globais de escoamento gás-líquido nessa geometria, como os padrões de escoamento ou gradiente de pressão, não são ainda totalmente compreendidas. E ainda, informações são escassas quando se refere a escoamento trifásico nessa geometria, cuja aplicação está relacionada ao fenômeno de inversão de fase, que é de extrema importância não apenas para ao setor petrolífero, como para a indústria alimentícia. O presente estudo experimental tem como objetivo avaliar o escoamento líquido-gás, apresentar dados inéditos de escoamento gás-líquido para três viscosidades de óleo, além de avaliar o fenômeno de inversão de fase em escoamento ascendente vertical em duto anular de grande diâmetro. Um aparato experimental inclinável com 10,5 m de comprimento foi projetado e construído para este trabalho. As dimensões radiais do duto anular estão em escala real, conforme se verifica em poços de petróleo e gás. A investigação em escoamento gás-líquido foi conduzida utilizando água, óleo e ar comprimido como fluidos de trabalho em escoamento ascendente vertical em duas geometrias: (i) um tubo com diâmetro de 95 mm e (ii) um duto de configuração anular e concêntrico, com diâmetro hidráulico de valor igual ao diâmetro do tubo. A avaliação do fenômeno de inversão de fase em escoamento trifásico foi conduzida em condições equivalentes em três geometrias: (i) tubo vertical menor com diâmetro de 50 mm, (ii) tubo com diâmetro de 95 mm e (iii) um duto anular concêntrico. Padrões de escoamento, queda de pressão e fração volumétrica de fase foram obtidos para ambos os escoamentos gás-líquido e líquido-líquido-gás. Os dados coletados nesse trabalho são de grande importância para o desenvolvimento de novas correlações de fechamento, que são essenciais para o projeto otimizado de poços de petróleo. Dados inéditos de escoamento bifásico óleo-gás são apresentados, bem como um estudo pioneiro em inversão de fase em escoamento trifásico com velocidade superficial de gás e viscosidade do óleo elevadas. / Two-phase flows as well as three-phase flow in annular geometry are present in many industrial applications, for example in oil directional wells. However, even global characteristics of gas-liquid flow in this geometry, such as flow patterns and pressure gradient are not fully understood. Moreover, information is scarce when it refers to three-phase flow in this geometry, which application is related to the phase inversion phenomenon, which is of extreme importance and not only for the oil industry. This experimental study aims to evaluate the liquid-gas flow, present new data from gas-liquid flow for three oil viscosities and evaluate the phase inversion phenomenon in vertical upward flow in large diameter annular duct. An experimental apparatus with 10.5 m length was designed and built for this work. The radial dimensions of the annular duct are similar to full scale, as observed in oil and gas wells. The investigation into gas-liquid flow was conducted using water, oil and compressed air as working fluids in an ascending vertical flow in two geometries: (i) a tube with 95 mm diameter and (ii) a concentric annular duct with hydraulic diameter equivalent to the tube internal diameter. The evaluation of the phase inversion phenomenon in three-phase flow was conducted under equivalent conditions for three geometries: (i) smaller vertical tube with 50 mm of internal diameter, (ii) tube with 95 mm of internal diameter and (iii) concentric annular duct with hydraulic diameter of 95 mm. Flow patterns, pressure drop and volumetric phase fraction were obtained for both gas-liquid and gas-liquid-liquid flows. The data collected in this study are of great importance for the development of new closing correlations, which are essential for the optimized design of oil wells. New two-phase flow data for three oil viscosities, not found in the literature, are presented as well as a pioneer study in three-phase-flow phase inversion with high oil viscosity and high superficial gas velocity.

Orientadores: Celso Kazuyuki Morooka, Sergio Nascimento Bordalo / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica e Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-08-12T07:18:10Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Valdivia_PauloGuilger_M.pdf: 3149280 bytes, checksum: 67a3cd4d1474a0a93fd6072dff86c551 (MD5) Previous issue date: 2008 / Resumo: Risers de produção são dutos com a função de transportar os fluidos do poço produtor de petróleo, no leito marinho, à unidade de produção na superfície do mar. O presente trabalho tem como objetivo principal caracterizar a resposta dinâmica de um riser em configuração de catenária sob influência do escoamento de hidrocarbonetos em seu interior. Observa-se da literatura que poucos trabalhos podem ser encontrados abordando a questão da influência do escoamento interno no comportamento estático e dinâmico desse sistema de riser. Com esta finalidade, foi projetado e elaborado um modelo reduzido de um riser rígido em catenária (SCR - Steel Catenary Riser) para ensaios em laboratório. Considerou-se como protótipo um SCR em operação em lâmina de água de 900 metros. Os valores de vazão de campo foram considerados no desenvolvimento, e testes foram conduzidos, produzindo escoamento bifásico água e ar, representando o escoamento bifásico de óleo e gás no interior de um riser. Além disso, um modelo numérico da literatura foi implementado, a fim de simular o carregamento gerado pelo escoamento interno no duto. Os resultados obtidos experimentalmente, em termos de amplitudes de deslocamentos, freqüências de resposta e forças, foram comparados com valores gerados para o modelo de riser através de simulação numérica. Os valores obtidos através de simulação numérica mostraram boa equivalência com o experimento, e os ensaios mais bem representados pela implementação foram aqueles nos quais ocorreu padrão bifásico golfadas. / Abstract: The pipe which transports fluids from the petroleum production well, on the seabed, up to the production unity, on the sea surface, is named riser. The main objective of this work is to characterize the dynamic response of a riser, hanging in catenary configuration, with the influence of the internal flow of hydrocarbons. It was observed from literature, that only a few works have the approach of considering the internal flow in the riser static and dynamic behavior. On this purpose, a laboratory-scale model was designed and assembled, based on the properties of a SCR (Steel Catenary Riser). The prototype which was considered operates in 900 meters water depth and its values of field flow rates were taken into account. Flow tests were conducted with two-phase water and air mixtures, representing oil and gas inside the riser. Moreover, a numerical model from literature was implemented in order to reproduce the loading generated by the internal flow. Results obtained experimentally, in terms of displacements amplitude, response frequencies and forces, were compared with values generated for the riser model through numerical simulation. The values obtained by numerical simulation showed good agreement with experimental results, and the cases that were best represented by implementation were those that the two-phase flow occurred in slug pattern. / Mestrado / Explotação / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Submitted by Renata Lopes (renatasil82@gmail.com) on 2017-06-22T19:45:32Z No. of bitstreams: 1 gustavomirandateixeira.pdf: 21289543 bytes, checksum: 065f79ef58fa71e8e9917d39cf048fe1 (MD5) / Approved for entry into archive by Adriana Oliveira (adriana.oliveira@ufjf.edu.br) on 2017-08-07T19:26:17Z (GMT) No. of bitstreams: 1 gustavomirandateixeira.pdf: 21289543 bytes, checksum: 065f79ef58fa71e8e9917d39cf048fe1 (MD5) / Made available in DSpace on 2017-08-07T19:26:17Z (GMT). No. of bitstreams: 1 gustavomirandateixeira.pdf: 21289543 bytes, checksum: 065f79ef58fa71e8e9917d39cf048fe1 (MD5) Previous issue date: 2011-07-29 / CAPES - Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior / A Simulação de Reservatórios é uma importante área da engenharia de reservatórios. Simuladores são baseados em modelos matemáticos que modelam o escoamento dos fluidos através do meio porosos. Modelos água-óleo incompressíveis são representados por sistemas de equações diferenciais parciais em duas variáveis: pressão e saturação dos fluidos. O problema consiste de um sistema de equações de difícil resolução e que exige o uso de métodos iterativos para aproximar a solução. Neste trabalho foi feita uma comparação entre métodos numéricos que aproximam a solução deste problema através uma abordagem acoplada, utilizando um método implícito e um esquema desacoplado. O sistema desacoplado utiliza um método implícito para obter a solução da equação da pressão, enquanto a solução da saturação é aproximada através dos métodos de Euler Explícito e BDF (Backward Differentiation Formulas). Para resolver as equações no espaço, os métodos de Kurganov-Tadmor e o Esquema Upwind foram utilizados. O Esquema Upwind é um método de primeira ordem, enquanto o Kurganov-Tadmor (KT) é um método central de segunda ordem. Testes foram realizados utilizando diferentes tipos de reservatórios e propriedades da rocha e do óleo. Os resultados foram comparados com soluções precisas para medir o erro numérico introduzido por cada método. Através dos resultados obtidos nesse trabalho foi possível comparar os métodos e observar que a solução através de um esquema desacoplado é mais vantajosa, principalmente ao utilizar o método BDF para resolver a equação da saturação no tempo. Comparando o esquema Upwind com o KT, verificamos que, como esperado, o KT é um método menos difusivo. Nosso trabalho sugere que o uso do método KT em associação com o BDF resulta em um método mais preciso. Por outro lado, o KT é computacionalmente mais custoso do que o Esquema Upwind. Contudo, para produzir resultados com erros numéricos semelhantes aos do KT, o método Upwind chega a ser mais de seis vezes mais lento. / Reservoir simulation is part of an important area of reservoir engineering. Reservoir simulators are based on mathematical models capable of predicting the fluid flow through porous medium. Water-oil incompressible models are represented by a system of differential partial equations in two variables: pressure and the fluid saturation. The system of equations of the problem is not simple to solve and it demands the use of iterative methods to get the approximate solution. In this work we compared a coupled implicit approach and a decoupled scheme. The decoupled system evolves in time using an implicit method to solve the pressure equation solution whereas the solution for the saturation equation is obtained using Explicit Euler and BDF (Backward Differentiation Formulas) methods. The solutions in space discretization use the Kurganov-Tadmor method and the Upwind Scheme. Upwind Scheme is a first-order finite volume based method whereas Kurganov-Tadmor (KT) is a second-order central scheme. Different kinds of reservoir types and different rock and oil properties were used to compare the results with more precise solutions in order to estimate the amount of numerical errors introduced by each method. These results allowed us to quantify the difference between the analyzed methods and to observe that the solution obtained from the decoupled method yields the best results, in particular when the BDF method is used to solve the saturation equation in time. The solution from the BDF method in association with the Upwind Scheme compared with the KT shows that, as expected, the KT method is less diffusive than the Upwind. Our work suggests that the use of the KT method in association with the BDF results in a more accurate method. On the other hand, the KT method is computationally more expensive compared to Upwind Scheme. Nevertheless, to produce numerical results with similar errors to KT, the Upwind Scheme can be more than five times slower.

Orientador: Rosângela Barros Zanoni Lopes Moreno / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-23T09:28:13Z (GMT). No. of bitstreams: 1 BonillaSanabria_FabianCamilo_M.pdf: 7814055 bytes, checksum: 6037ae62c4e94a0903183711290b83a9 (MD5) Previous issue date: 2013 / Resumo: Os surfactantes são utilizados para diferentes propósitos na indústria do petróleo. As formulações de recuperação avançada utilizando surfactantes são aplicadas visando incrementar o fator de recuperação em reservatórios de óleo, tanto na etapa de recuperação secundária como na etapa terciária. Através de poços injetores, os volumes requeridos de uma solução aquosa com uma concentração definida de surfactante são introduzidos no reservatório para induzir à geração de um novo banco de óleo móvel por meio da diminuição da tensão interfacial água-óleo. Tensões interfaciais ultra baixas são obtidas e, consequentemente, o número capilar e a recuperação de óleo são incrementados. A eficiência do processo de deslocamento é influenciada por várias características das soluções de surfactantes, incluindo o comportamento de fases, a tensão interfacial, a concentração de eletrólitos em solução (salinidade) e a adsorção à superfície sólida da rocha. Assim sendo, um projeto de injeção de surfactantes deve ser planejado adequadamente para a obtenção do melhor cenário para a implementação da técnica. Este trabalho mostra um processo metodológico para identificar e avaliar formulações de surfactantes a serem aplicadas como método de recuperação química. Três surfactantes aniônicos e dois surfactantes não-iônicos foram selecionados da literatura para a análise experimental: Dodecil Sulfato de Sódio (SDS), Dodecil Sulfato de Amônio (ADS), Lauriléter Sulfato de Sódio (SLES), Monolaurato de sorbitano (SPAN-20) e o Polisorbato-20 (TWEEN-20). Álcool isopropílico foi utilizado como cosurfactante e poliacrilamida parcialmente hidrolisada (HPAM) foi empregada na solução polimérica usada para deslocar o banco de óleo formado e corroborar com a avaliação das formulações de surfactante. Inicialmente, utilizando-se tensiometria ótica, foram feitas medições de tensão superficial das soluções de surfactante para identificar a Concentração Micelar Crítica (CMC) característica de cada surfactante. A partir dos resultados de tensão interfacial obtidos e seguindo-se com o processo metodológico, foram selecionadas as formulações a serem analisadas nos Testes de Comportamento de Fases. Estes testes foram conduzidos com diferentes formulações de surfactante e uma mistura de óleo de campo e querosene. As soluções aquosas e o óleo foram colocados em pipetas de 5 ml para a análise do comportamento das formulações de surfactante em uma dada faixa de salinidade. Entre as formulações analisadas, algumas foram selecionadas para a avaliação da recuperação avançada de óleo através de testes de deslocamento. Estes testes foram conduzidos em amostras de arenito de alta permeabilidade provenientes da formação Botucatu. Uma vez que nesses arenitos, o fenômeno de histerese pode ser negligenciado, é possível conduzir um processo de injeção de água convencional (embebição) seguido de um processo de injeção de óleo (drenagem) visando restaurar as saturações dos fluidos no meio poroso próximas daquelas obtidas no processo da saturação inicial. Finalmente, a eficiência do método de recuperação melhorada é determinada injetando-se um banco de uma formulação de surfactante de tamanho definido. O banco de surfactante é deslocado ao longo do meio poroso utilizando soluções poliméricas e/ou água. Os resultados sugerem que os surfactantes podem ser utilizados com os requerimentos técnicos para a aplicação como método de recuperação avançada em reservatórios de arenitos / Abstract: Surfactants have been used for many purposes in petroleum industry. EOR surfactants formulations are applied for increasing the recovery factor in oil reservoirs as both secondary and tertiary techniques. By injector wells, required volumes are introduced into the reservoir with surfactant formulations for developing a new stabilized oil bank via ultralow interfacial tension between oil and water phases. Ultralow Interfacial tensions are obtained and, consequently, capillary number and oil recovery are increased. There are several surfactants characteristics involved with the efficiency of the process including phase behavior, IFT (Interfacial Tension), electrolyte concentration and rock solid adsorption. Therefore, it's necessary to design properly the project to obtain the best scenario for implementing the technique. This research work shows an applied methodological process for screening, designing and testing surfactant formulations on reservoir sandstones. Three commercial anionic surfactants and two commercial non-ionic surfactants were selected from literature for experimental analysis: Sodium dodecyl sulfate (SDS), Ammonium dodecyl sulfate, Sodium laureth sulfate (SLES), Sorbitan Monolaurate (SPAN-20) and Polysorbate-20 (TWEEN-20). Isopropyl alcohol (2-propanol) was also used as co-surfactant for testing the surfactant formulations. Initially, it was performed surface tensions measurements to identify the critical micellar concentration (CMC) characteristic of each surfactant, using a pendant drop tensiometer. After determining interfacial tensions (IFT), some of the tested formulations were selected for conducting phase behavior tests with field oil and kerosene mixture. Phase behavior tests were conducted by adding brine solutions and crude oil in 5 ml pipettes to analyze the performance of the chemical formulations over a range of salinities. Again, some selected surfactant formulations were tested for enhanced oil recovery using coreflood tests in high permeability Botucatu Formation samples. Since hysteresis phenomena are not significant on these sandstone cores, it's possible to perform a waterflooding followed by another drainage process for returning the porous media saturations close to the initial values. Subsequently, Enhanced Oil recovery is determined by injecting a slug of the surfactant formulation followed by brine, in a new imbibition process. The results suggest that surfactants can be used according technical requirements for their application in sandstones reservoirs as enhanced oil recovery technique / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Rosângela Barros Zanoni Lopes Moreno / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-20T17:50:59Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Zampieri_MarceloFerreira_M.pdf: 9750588 bytes, checksum: f5ef8cf9e287b3bac73e8d369efd1839 (MD5) Previous issue date: 2012 / Resumo: O desenvolvimento de métodos de recuperação é extremamente importante para a explotação de petróleo e a escolha entre diferentes métodos pode representar grande diferença na análise de oportunidades e no desenvolvimento dos campos. No método convencional por injeção de água objetiva-se a manutenção de pressão do reservatório e a produção do óleo se dá pelo deslocamento mecânico entre os fluidos. O fluido deslocante (água) tende a ocupar gradualmente o espaço do fluido deslocado (óleo), ficando uma parcela de óleo residual, devido aos efeitos capilares. Entretanto, a depender da razão de mobilidade, a saturação de óleo residual só é atingida após a injeção de quantidades muito grandes de água. A adição de polímero à água de injeção tem o objetivo de aumentar a viscosidade da água e melhorar a razão de mobilidade água/óleo, uniformizando assim a frente de avanço, e melhorando a eficiência de varrido. Uma técnica que vem sendo investigada e é propósito deste trabalho é analisar a injeção de bancos alternados de solução polimérica e água em certos intervalos de tempo. Desta forma os bancos surgem como uma alternativa econômica, pois a injeção contínua de solução polimérica é um processo caro. Reservatórios de petróleo candidatos à utilização de polímeros para recuperação devem atender a alguns critérios de seleção. Neste trabalho, foram utilizados testemunhos do Arenito Botucatu, solução salina NaI, óleo de parafina comercial, e solução polimérica à base de poliacrilamida parcialmente hidrolizada (HPAM). Um porta-testemunho especial foi utilizado para a realização dos testes de deslocamento, sendo monitoradas as pressões ao longo da amostra, além de massas e volumes de injeção e de produção dos fluidos durante o tempo. Foram realizados quatro testes para analisar a influência da injeção de água, polímeros e injeção alternada de bancos de água e de polímeros, sendo ao final comparados os resultados para cada condição de teste. Primeiramente todas as amostras foram submetidas à injeção de água e após a re-saturação com óleo, as mesmas foram submetidas às seguintes condições: injeção contínua de solução polimérica no primeiro e terceiro testes; banco de solução polimérica seguido por banco de água no segundo teste; e por último, dois ciclos alternados de polímero e água. Foram encontrados melhores resultados para a utilização de polímeros e de bancos de água e polímeros em relação à injeção de água / Abstract: Developing an efficient methodology for oil recovery is extremely important in this commodity industry, which may indeed lead to wide spread profitability. In a conventional water injection method, oil displacement occurs by mechanical behavior between fluids. Water tends to take up oil space, gradually leaving a portion of residual oil due to capillary effect. Nevertheless, depending on mobility ratio, a huge quantity of injected water is necessary. Polymer solution injection aims at increasing water viscosity and improving the oil/water mobility ratio, thus smoothing advance front and improving sweep efficiency. A new technique which has been investigated and is also the subject of this investigation is Polymer Alternate Water Injection at specific intervals of time and sequence. By doing so, the bank serves as an economic alternative, since injecting polymer solution is an expensive process. When considering polymer recovery technology, petroleum reservoir candidates should exercise screening criteria. Experiments presented here were conducted using core samples of sandstones and NaI saline solutions, paraffin oil, and HPAM solutions (partially hydrolyzed polyacrylamide). The injections were performed through a core-holder with pressure monitoring along the sample, collecting mass and volumes of injected and produced fluids over time. Four experiments were conducted in order to compare continuous water injection, continuous polymer injection and polymer alternate water injection. Primarily every core sample was submitted to continuous water injection. After oil re-saturation, tests included the following injection conditions: continuous polymer injection in the first and third test; polymer bank followed by a water bank in the second test; and in the fourth test, two cycles of polymer alternate water. By comparing normalized results for each condition, it was possible to reach favorable results for polymer alternate water solution methodology, demonstrating the positive benefits of the method applied / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Niederauer Mastelari / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica / Made available in DSpace on 2018-08-21T01:52:02Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Danes_LeandroHenschel_M.pdf: 2871625 bytes, checksum: b9af585f9ca0d24b08f2435b57a913bc (MD5) Previous issue date: 2012 / Resumo: Uma mistura de gás e liquido escoando em um tubo em diferentes faixas de vazões se comporta como diferentes padrões de escoamento, em que interações cinemáticas e dinâmicas especificas de cada padrão, ocorrem entre gás e liquido. A estimação de dados sobre a velocidade media de deslocamento e a vazão de ambas as fases depende da aplicação de estratégias estatísticas de e de modelos de escoamento para calcular estas informações. Neste trabalho, um sensor de impedância que, se devidamente calibrado, possui sinal proporcional ao nível de liquido na seção transversal do duto, foi utilizado para a obtenção destes dados sendo desenvolvidas técnicas e estratégias para alcançar este objetivo. O estudo foi desenvolvido no regime de escoamento horizontal água-ar nos regimes de bolhas alongadas, estratificado intermitente. Foram utilizadas técnicas para a obtenção da velocidade media de deslocamento do escoamento bifásico a partir de um arranjo de dois sensores de impedância em serie. Foi utilizada a técnica da correlação cruzada e foram elaboradas e apresentadas como opção, uma técnica baseada no calculo numérico e outra na covariância entre os sinais como alternativa. As técnicas foram testadas e comparadas. Foram utilizados modelos de escoamento e levantadas hipóteses para a estimativa das vazões de gás e liquido. Foram realizadas estimativas para o padrão de bolhas alongadas, estratificado e intermitente. Para o regime intermitente, considerado foco do estudo, foram obtidas respectivamente para gás e liquido, margens de erro de 24.4% e 28% considerando um perfil de escoamento constante e margens de 12.5% e 20.5% para um perfil laminar / Abstract: A gas-liquid moisture flowing in a tube at different flow rates , behaves as different flow patterns, which cinematic and dynamic interactions occurs between the gas and liquid phases. The estimation of average displacement rate data and flow data for both phases depends of the application of statistical strategies and floe models for calculating the information. In this work, a impedance sensor which, is correctly calibrated, has a proportional out to the liquid level of the tube cross section, was used for obtaining these data with techniques and strategies developed to achieve this goal. The study was developed for horizontal air-water flow at the bubbles, stratified and slug patterns. It was used techniques for obtaining the average displacement speed of the flow between the two sensors. The cross-correlation technique was used and a numeric calculus based technique and a covariance based technique were elaborated and presented as an option. The techniques were tested and compared. Flow-models were used and hypothesis were take in order to make estimations of gas and liquid flow magnitude. Estimatives were done for the elongated bubbles , stratified and slug patterns. For the slug pattern ,focus of the work, it was obtained respectively for the gas and the liquid phase, error margins of 24,4% and 28% considering a constant flow profile and 12.5% and 20.5% margins considering a laminar flow profile / Mestrado / Mecanica dos Sólidos e Projeto Mecanico / Mestre em Engenharia Mecânica

Orientador: Eugênio Spanó Rosa / Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica / Made available in DSpace on 2018-08-18T15:26:34Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Lima_LuizEduardoMelo_D.pdf: 3018902 bytes, checksum: ac45ca48369c0c21398892fa2f7de5ac (MD5) Previous issue date: 2011 / Resumo: Escoamentos gás-líquido são frequentemente encontrados na natureza, bem como em diversas aplicações industriais. Na área de produção de petróleo, por exemplo, em sistemas de elevação natural ou artificial (gas-lift contínuo ou intermitente), gás e óleo escoam simultaneamente em tubulações. A previsão de escoamentos gás-líquido torna-se necessária à viabilidade técnica-econômica de muitos processos industriais, por exemplo, na indústria de petróleo devido ao aumento do consumo mundial de combustíveis e a descoberta de novos campos petrolíferos. Em escoamentos gáslíquido, as fases se distribuem espacialmente e temporalmente ao longo da tubulação dependendo das vazões, propriedades físicas das fases e das características da tubulação, entre outros parâmetros. A combinação destes fatores gera diversos padrões de escoamento gás-líquido que podem ser agrupados em três classes principais: disperso, separado e intermitente. Os principais objetivos deste trabalho são o desenvolvimento e a análise de uma modelagem unidimensional em regime permanente, baseada no modelo de mistura, que permita a simulação de escoamentos isotérmicos gás-líquido em tubulações com seção transversal circular constante, considerando a fenomenologia envolvida nestes escoamentos. Dentre as contribuições obtidas com a realização deste trabalho destacam-se: a identificação das vantagens e limitações do modelo; as análises de suas formulações, dos parâmetros de fechamento e de sensibilidade às variáveis relacionadas aos padrões; a proposição de um método de solução para um modelo fenomenológico de força de atrito na parede, aplicável aos diversos padrões de escoamento gás-líquido. Os resultados do modelo de mistura foram comparados contra dados experimentais do gradiente de pressão de escoamento nos padrões disperso, separado e intermitente, em diversas inclinações de tubo. Além disto, foram realizadas análises envolvendo transição de padrão de escoamento num tubo vertical. Os resultados obtidos demonstraram que o modelo de mistura captura de forma satisfatória o gradiente de pressão para os diversos padrões de escoamento gás-líquido, num único algoritmo de integração / Abstract: Gas-liquid flows are often found in nature as well as in various industrial applications. In the oil production, for example, in natural or artificial lift systems (continuous or intermittent gas-lift), gas and oil flow simultaneously in pipes. The prediction of gas-liquid behavior becomes necessary for technical and economic viability of many industrial processes, for example, the oil industry due to the increase of world oil consumption and the discovery of new oilfields. In gas-liquid flow, the phases are distributed spatially and temporally along the pipe depending on the flow rate, phase's physical properties and pipe characteristics, among other parameters. The combination of these factors creates different gas-liquid flow patterns that can be grouped into three main classes: dispersed, separated and intermittent. The main objectives of this work are the development and analysis of a steady one-dimensional modeling, based on the mixture model, which allows the simulation of isothermal gas-liquid flow in pipes with constant circular cross section, considering the phenomenology involved in these flows. Among the contributions obtained in this work stand out: to identify the advantages and limitations of the model; the analysis of their formulations, closing parameters and sensibility to variables related to the patterns; to propose a solution method for a phenomenological model of the wall friction force, applied to the different gas-liquid flow patterns. The mixture model results were compared against pressure gradient experimental data from flow in the dispersed, separated and intermittent patterns, in different pipe inclinations. In addition, it was performed an analysis of the flow pattern transition in a vertical pipe. The results showed that the mixture model captures satisfactorily the pressure gradient for different gas-liquid flow patterns, in a single integration algorithm / Doutorado / Termica e Fluidos / Doutor em Engenharia Mecânica