Made available in DSpace on 2014-12-17T14:08:49Z (GMT). No. of bitstreams: 1 EdsonAA_DISSERT.pdf: 3674397 bytes, checksum: 68989b5d2aabcb74990cc326c009fbc6 (MD5) Previous issue date: 2012-02-17 / The method "toe-to-heel air injection" (THAITM) is a process of enhanced oil recovery, which is the integration of in-situ combustion with technological advances in drilling horizontal wells. This method uses horizontal wells as producers of oil, keeping vertical injection wells to inject air. This process has not yet been applied in Brazil, making it necessary, evaluation of these new technologies applied to local realities, therefore, this study aimed to perform a parametric study of the combustion process with in-situ oil production in horizontal wells, using a semi synthetic reservoir, with characteristics of the Brazilian Northeast basin. The simulations were performed in a commercial software "STARS" (Steam, Thermal, and Advanced Processes Reservoir Simulator), from CMG (Computer Modelling Group). The following operating parameters were analyzed: air rate, configuration of producer wells and oxygen concentration. A sensitivity study on cumulative oil (Np) was performed with the technique of experimental design, with a mixed model of two and three levels (32x22), a total of 36 runs. Also, it was done a technical economic estimative for each model of fluid. The results showed that injection rate was the most influence parameter on oil recovery, for both studied models, well arrangement depends on fluid model, and oxygen concentration favors recovery oil. The process can be profitable depends on air rate / O m?todo toe-to-heel air injection (THAITM) ? um processo de recupera??o de petr?leo avan?ado, que consiste na integra??o da combust?o in-situ com os avan?os tecnol?gicos na perfura??o de po?os horizontais. Este m?todo utiliza po?os horizontais como produtores de ?leo, mantendo po?os injetores verticais para a inje??o de ar. Este processo ainda n?o foi aplicado no Brasil, tornando necess?rio, avalia??o destas novas tecnologias aplicadas ?s realidades locais, por isso, este trabalho teve como objetivo principal realizar um estudo param?trico do processo de combust?o in-situ com produ??o de ?leo em po?os horizontais, usando um reservat?rio semi sint?tico, com caracter?sticas das encontradas no Nordeste Brasileiro. As simula??es foram realizadas em um programa comercial de processos t?rmicos, denominado STARS (Steam, Thermal, and Advanced Processes Reservoir Simulator), da empresa CMG (Computer Modelling Group). Foram realizadas an?lises dos par?metros operacionais: vaz?es de inje??o, configura??o dos po?os e concentra??o de oxig?nio. O estudo de sensibilidade dos fatores foi realizado com a t?cnica de an?lise de planejamento experimental, com uma combina??o de dois e tr?s n?veis (32x22), totalizando 36 simula??es, 18 para cada modelo, em fun??o da produ??o acumulada de ?leo (Np). Tamb?m foi realizada uma estimativa econ?mica de an?lise de custo para cada modelo de fluido. Os resultados mostraram que a configura??o de po?os e a vaz?o de inje??o foram o par?metro que apresentou maior influ?ncia no ?leo recuperado para os dois modelos de fluidos analisados, respectivamente, que a configura??o de po?os ? influenciada pelo modelo de fluido, e que um aumento da concentra??o de oxig?nio favorece a recupera??o de ?leo, no processo estudado. Tamb?m foi encontrado que o processo pode ser rent?vel dependendo da quantidade de ar injetado no processo

Made available in DSpace on 2014-12-17T14:08:51Z (GMT). No. of bitstreams: 1 LiaraTV_DISSERT.pdf: 1753803 bytes, checksum: 5e53187cb6e33e84a341ab8ca9fd48da (MD5) Previous issue date: 2011-12-22 / Coordena??o de Aperfei?oamento de Pessoal de N?vel Superior / The objective of the thermal recovery is to heat the resevoir and the oil in it to increase its recovery. In the Potiguar river basin there are located several heavy oil reservoirs whose primary recovery energy provides us with a little oil flow, which makes these reservoirs great candidates for application of a method of recovery advanced of the oil, especially the thermal. The steam injection can occur on a cyclical or continuous manner. The continuous steam injection occurs through injection wells, which in its vicinity form a zone of steam that expands itself, having as a consequence the displace of the oil with viscosity and mobility improved towards the producing wells. Another possible mechanism of displacement of oil in reservoirs subjected to continuous injection of steam is the distillation of oil by steam, which at high temperatures; their lighter fractions can be vaporized by changing the composition of the oil produced, of the oil residual or to shatter in the amount of oil produced. In this context, this paper aims to study the influence of compositional models in the continuous injection of steam through in the analysis of some parameters such as flow injection steam and temperature of injection. Were made various leading comparative analysis taking the various models of fluid, varying from a good elementary, with 03 pseudocomponents to a modeling of fluids with increasing numbers of pseudocomponents. A commercial numerical simulator was used for the study from a homogeneous reservoir model with similar features to those found in northeastern Brazil. Some conclusions as the increasing of the simulation time with increasing number of pseudocomponents, the significant influence of flow injection on cumulative production of oil and little influence of the number of pseudocomponents in the flows and cumulative production of oil were found / O objetivo da recupera??o t?rmica ? aquecer o reservat?rio e o ?leo nele existente para aumentar a sua recupera??o. Na Bacia Potiguar existem v?rios reservat?rios de ?leos pesados cuja energia de recupera??o prim?ria nos fornece uma vaz?o de ?leo pequena, o que torna tais reservat?rios ?timos candidatos para aplica??o de um m?todo de recupera??o avan?ada de petr?leo, especialmente o t?rmico. A inje??o de vapor pode ocorrer de forma c?clica ou cont?nua. A inje??o de vapor cont?nua ocorre atrav?s de po?os injetores, pr?ximos aos quais se forma uma zona de vapor que se expande, tendo como conseq??ncia o deslocamento do ?leo com viscosidade e mobilidade melhoradas na dire??o dos po?os produtores. Outro mecanismo poss?vel de deslocamento do ?leo em reservat?rios submetidos ? inje??o cont?nua de vapor ? a destila??o do ?leo por vapor, o qual quando alcan?am altas temperaturas, suas fra??es mais leves podem ser vaporizadas alterando a composi??o do ?leo produzido, do ?leo residual ou impactar na quantidade de ?leo produzida. Nesse contexto, este trabalho objetiva estudar a influ?ncia de modelos composicionais na inje??o cont?nua de vapor atrav?s de uma an?lise de par?metros como vaz?o de inje??o de vapor e temperatura de inje??o. Foram realizadas diversas an?lises comparativas levando os diversos modelos de fluidos, variando de um bem elementar, com 03 pseudocomponentes at? modelagens de fluidos com n?meros crescentes de pseudocomponentes. Foi utilizado um simulador num?rico comercial para o estudo a partir de um modelo de reservat?rio homog?neo com caracter?sticas similares ?s encontradas no Nordeste brasileiro. Algumas conclus?es como o aumento do tempo de simula??o com o aumento do n?mero de pseudocomponentes, a influ?ncia significativa da vaz?o de inje??o na produ??o acumulada de ?leo e a pouca influ?ncia do n?mero de pseudocomponentes nas vaz?es e produ??o acumulada de ?leo foram constatadas

Made available in DSpace on 2014-12-17T14:09:14Z (GMT). No. of bitstreams: 1 MarcosAFR_TESE.pdf: 4983695 bytes, checksum: 6cb8867b58e49a5dd6efc85191c6fa49 (MD5) Previous issue date: 2012-09-03 / Coordena??o de Aperfei?oamento de Pessoal de N?vel Superior / Many of hydrocarbon reserves existing in the world are formed by heavy oils (?API between 10 and 20). Moreover, several heavy oil fields are mature and, thus, offer great challenges for oil industry. Among the thermal methods used to recover these resources, steamflooding has been the main economically viable alternative. Latent heat carried by steam heats the reservoir, reducing oil viscosity and facilitating the production. This method has many variations and has been studied both theoretically and experimentally (in pilot projects and in full field applications). In order to increase oil recovery and reduce steam injection costs, the injection of alternative fluid has been used on three main ways: alternately, co-injected with steam and after steam injection interruption. The main objective of these injection systems is to reduce the amount of heat supplied to the reservoir, using cheaper fluids and maintaining the same oil production levels. This works discusses the use of carbon dioxide, nitrogen, methane and water as an alternative fluid to the steam. The analyzed parameters were oil recoveries and net cumulative oil productions. The reservoir simulation model corresponds to an oil reservoir of 100 m x 100 m x 28 m size, on a Cartesian coordinates system (x, y and z directions). It is a semi synthetic model with some reservoir data similar to those found in Brazilian Potiguar Basin. All studied cases were done using the simulator STARS from CMG (Computer Modelling Group, version 2009.10). It was found that waterflood after steam injection interruption achieved the highest net cumulative oil compared to other fluids injection. Moreover, it was observed that steam and alternative fluids, co-injected and alternately, did not present increase on profitability project compared with steamflooding / Muitas das reservas de hidrocarbonetos existentes em todo o mundo s?o formadas por ?leos pesados (?API entre 10 e 20). Al?m disso, v?rios campos de ?leo pesado est?o maduros e, portanto, oferecem grandes desafios para a ind?stria do petr?leo. Entre os m?todos t?rmicos utilizados para recuperar estes recursos, a inje??o de vapor tem sido a principal alternativa economicamente vi?vel. O calor latente transportado por meio de vapor aquece o reservat?rio, reduzindo a viscosidade do ?leo, facilitando a produ??o. A fim de aumentar a recupera??o de ?leo e reduzir os custos inerentes ? inje??o de vapor, a inje??o de fluidos alternativos tem sido utilizado em combina??o com o vapor das seguintes formas: alternadamente, coinjetados e ap?s a interrup??o da inje??o de vapor. O objetivo principal destes sistemas de inje??o combinada ? reduzir a quantidade de calor fornecida ao reservat?rio utilizando fluidos de menor valor comercial, buscando manter os n?veis de produ??o de ?leo. Este trabalho analisa o uso do di?xido de carbono, nitrog?nio, metano e ?gua como fluido alternativo ao vapor. Os par?metros analisados foram a recupera??o de ?leo e a produ??o acumulada l?quida. O modelo de reservat?rio analisado corresponde a um reservat?rio de dimens?es 100 m x 100 m x 28 m, num sistema de coordenadas cartesianas ( dire??es x, y e z). ? um modelo semissint?tico com alguns dados de reservat?rio semelhantes aos encontrados na Bacia Potiguar, Brasil. Todos os casos estudados foram simulados utilizando o simulador STARS da CMG (Computer Group, Modelagem vers?o 2009.10). Verificou-se que a inje??o de ?gua ap?s a interrup??o de inje??o de vapor alcan?ou melhores resultados em termos de produ??o acumulada l?quida de ?leo em rela??o a inje??o de outros fluidos. Al?m disso, foi observado que o vapor e os fluidos alternativos, coinjetados e alternados, n?o apresentou aumento na rentabilidade do projeto em compara??o com a inje??o cont?nua de vapor

Made available in DSpace on 2014-12-17T14:09:14Z (GMT). No. of bitstreams: 1 EdneyRVPG_TESE.pdf: 5370155 bytes, checksum: 315c7c0efbbd205da67094e4ae12330e (MD5) Previous issue date: 2012-09-03 / Coordena??o de Aperfei?oamento de Pessoal de N?vel Superior / A significant fraction of the hydrocarbon reserves in the world is formed by heavy oils. From the thermal methods used to recovery these resources, Steamflooding has been one of the main economically viable alternatives. In Brazil, this technology is widely used by Petrobras in Northeast fields. Latent heat carried by steam heats the oil in the reservoir, reducing its viscosity and facilitating the production. In the last years, an alternative more and more used by the oil industry to increase the efficiency of this mechanism has been the addition of solvents. When co-injected with steam, the vaporized solvent condenses in the cooler regions of the reservoir and mixes with the oil, creating a low viscosity zone between the steam and the heavy oil. The mobility of the displaced fluid is then improved, resulting in an increase of oil recovery. To better understand this improved oil recovery method and investigate its applicability in reservoirs with properties similar to those found in Potiguar Basin, a numerical study was done to analyze the influence of some operational parameters (steam injection rate, injected solvent volume and solvent type) on oil recovery. Simulations were performed in STARS ("Steam, Thermal, and Advanced Processes Reservoir Simulator"), a CMG ("Computer Modelling Group") program, version 2009.10. It was found that solvents addition to the injected steam not only anticipated the heated oil bank arrival to the producer well, but also increased the oil recovery. Lower cold water equivalent volumes were required to achieve the same oil recoveries from the models that injected only steam. Furthermore, much of the injected solvent was produced with the oil from the reservoir / Uma por??o significativa das reservas de hidrocarbonetos atualmente existentes no mundo ? formada por ?leos pesados. Dentre os m?todos t?rmicos utilizados para a recupera??o desse tipo de recurso, a Inje??o Cont?nua de Vapor tem se constitu?do como uma das principais alternativas economicamente vi?veis. No Brasil, essa tecnologia ? largamente utilizada pela Petrobras em campos localizados na regi?o Nordeste. O calor latente transportado pelo vapor aquece o ?leo do reservat?rio, reduzindo sua viscosidade e facilitando a produ??o. Nos ?ltimos anos, uma alternativa cada vez mais utilizada pela ind?stria para aumentar a efici?ncia desse mecanismo tem sido a adi??o de solventes. Quando coinjetado com o vapor, o solvente vaporizado se condensa nas regi?es menos aquecidas do reservat?rio e mistura-se ao ?leo, criando uma zona de baixa viscosidade entre o vapor e o ?leo pesado. A mobilidade do fluido deslocado ? ent?o melhorada, implicando num aumento da fra??o recuperada. Para melhor compreender esse mecanismo de recupera??o avan?ada e investigar a sua aplicabilidade em reservat?rios com caracter?sticas semelhantes aos encontrados na Bacia Potiguar, foi realizado um estudo num?rico, onde se verificou a influ?ncia de alguns par?metros operacionais (vaz?o de inje??o de vapor, volume de solvente injetado e tipo de solvente) sobre a recupera??o de ?leo. As simula??es foram realizadas no m?dulo STARS ( Steam, Thermal, and Advanced Processes Reservoir Simulator ) do programa da CMG ( Computer Modelling Group ), vers?o 2009.10. Verificou-se que a adi??o de solventes ao vapor injetado n?o s? antecipou a chegada do banco de ?leo aquecido ao po?o produtor como tamb?m incrementou a recupera??o de ?leo. Menores volumes de ?gua fria equivalente foram requeridos para se obter as mesmas fra??es recuperadas dos modelos que s? injetaram vapor. Al?m disso, boa parte do solvente injetado foi produzido juntamente com o ?leo do reservat?rio

Submitted by Automa??o e Estat?stica (sst@bczm.ufrn.br) on 2016-02-17T21:48:49Z No. of bitstreams: 1 NataliaDeFreitasDaudt_TESE.pdf: 11328330 bytes, checksum: dbd5828f503f9e2ae820e46b2ab41fab (MD5) / Approved for entry into archive by Arlan Eloi Leite Silva (eloihistoriador@yahoo.com.br) on 2016-02-17T23:30:27Z (GMT) No. of bitstreams: 1 NataliaDeFreitasDaudt_TESE.pdf: 11328330 bytes, checksum: dbd5828f503f9e2ae820e46b2ab41fab (MD5) / Made available in DSpace on 2016-02-17T23:30:27Z (GMT). No. of bitstreams: 1 NataliaDeFreitasDaudt_TESE.pdf: 11328330 bytes, checksum: dbd5828f503f9e2ae820e46b2ab41fab (MD5) Previous issue date: 2015-03-03 / Coordena??o de Aperfei?oamento de Pessoal de N?vel Superior - CAPES / Conselho Nacional de Desenvolvimento Cient?fico e Tecnol?gico - CNPq / No presente estudo, amostras de tit?nio altamente porosas foram produzidas atrav?s de Moldagem por Inje??o de p?s Met?licos (Metal Injection Moulding - MIM) com adi??o de agente espa?ante (space holder). MIM permite a produ??o de amostras com geometrias complexas, alto grau de automatiza??o e custos reduzidos em larga escala de produ??o. A adi??o de part?culas de agente espa?ante ? MIM possibilita a produ??o de amostras com porosidade funcional, fazendo com que esse m?todo seja especialmente atrativo para a produ??o de implantes biom?dicos. Entretanto, a aplica??o desta t?cnica tem sido limitada pelo fato de que a porosidade na superf?cie das amostras ? parcialmente fechada e as condi??es de processamento n?o s?o est?veis quando a quantidade de agente espa?ante excede 55 Vol.%. Deforma??o e at? o colapso das amostras foram observados quando amostras contentando mais 55 Vol.% de retentor espacial foram sinterizadas. Contudo, para implantes de tit?nio, produzidos pelo m?todo do agente espa?ante, uma porosidade final no intervalo de 60-65 Vol.% e uma porosidade aberta na superf?cie s?o necess?rias para atingir uma porosidade interligada que permita o crescimento ?sseo. Portanto, neste estudo, tr?s abordagens foram conduzidas visando a produ??o de amostras de tit?nio altamente porosas com uma porosidade aberta na superf?cie atrav?s da MIM com adi??o de KCl como agente espa?ante. Primeiro, a quantidade de s?lidos (agente espa?ante e tit?nio) no material de trabalho foi otimizada. A quantidade de s?lidos foi aumentada at? 80 Vol.%. Evitar o bloqueio da injetora durante a inje??o do material de trabalho foi o principal desafio, consequentemente um grande esfor?o foi empregado para melhorar a homogeneiza??o do material de trabalho e a otimiza??o dos par?metros de processo e, assim, permitir a inje??o dos materiais de trabalho com at? 80 Vol.% de s?lidos. O aumento na quantidade de s?lidos melhorou a estabilidade geom?trica das amostras injetadas durante a extra??o t?rmica do ligante e a sinteriza??o, permitindo a sinteriza??o de amostras contendo 70 Vol.% de agente espa?ante sem deforma??o. Depois, remo??o agente espa?ante foi realizada atrav?s de sublima??o do KCl durante a sinteriza??o a v?cuo, o que permitiu omitir a etapa mais lenta do processo: a dessaliniza??o em solvente, e aumentar ainda mais a estabilidade geom?trica das amostras. E por ?ltimo, tratamento por plasma foi introduzido nas amostras antes da etapa final de sinteriza??o. Primeiramente, o tratamento por plasma foi aplicado ?s amostras porosas obtidas por compacta??o a quente do material de trabalho com 70 Vol.% de agente espa?ante. Os resultados obtidos para amostras compactadas foram transferidos para produ??o e tratamento por plasma das Abstract ________________________________________________________________________________ amostras injetadas. Uma investiga??o detalhada foi conduzida com o objetivo de determinar o mecanismo de modifica??o por plasma das amostras injetadas com agente espa?ante. Al?m disso, ligas de a?o bem conhecidas foram tratadas por plasma a fim de avaliar a temperatura durante o tratamento das amostras injetadas. As amostras porosas de tit?nio foram analisadas com rela??o ao efeito do tratamento por plasma e da composi??o do material de trabalho na contamina??o por elementos intersticiais, precis?o geom?trica ap?s cada etapa do processamento, microestrutura, porosidade no volume e na superf?cie da amostra. O tratamento por plasma aumentou a quantidade de poros abertos na superf?cie e melhorou a precis?o geom?trica das amostras. Logo, tratamento por plasma de amostras produzidas por MIM com adi??o de agente espa?ante tem potencial para ser aplicado como processo padr?o de produ??o de amostras altamente porosas. Resumindo, todas as rotas estudadas s?o promissoras para a produ??o de implantes de tit?nio porosos atrav?s da MIM, uma vez que permitem a sinteriza??o de tit?nio altamente poroso com boa precis?o geom?trica, porosidade aberta na superf?cie e porosidade final no intervalo adequado para o crescimento ?sseo (cerca de 65 Vol.%). / A combina??o da Moldagem por Inje??o de p?s Met?licos (Metal Injection Moulding MIM) e o M?todo do Retentor Espacial (Space Holder Method - SHM) ? uma t?cnica promissora para fabrica??o de pe?as porosas de tit?nio com porosidade bem definida como implantes biom?dicos, uma vez que permite um alto grau de automatiza??o e redu??o dos custos de produ??o em larga escala quando comparado a t?cnica tradicional (SHM e usinagem a verde). Contudo a aplica??o desta t?cnica ? limitada pelo fato que h? o fechamento parcial da porosidade na superf?cie das amostras, levando ao deterioramento da fixa??o do implante ao osso. E al?m disso, at? o presente momento n?o foi poss?vel atingir condi??es de processamento est?veis quando a quantidade de retentor espacial excede 50 vol. %. Entretanto, a literatura descreve que a melhor faixa de porosidade para implantes de tit?nio para coluna vertebral est? entre 60 - 65 vol. %. Portanto, no presente estudo, duas abordagens foram conduzidas visando a produ??o de amostras altamente porosas atrav?s da combina??o de MIM e SHM com o valor constante de retentor espacial de 70 vol. % e uma porosidade aberta na superf?cie. Na primeira abordagem, a quantidade ?tima de retentor espacial foi investigada, para tal foram melhorados a homogeneiza??o do feedstock e os par?metros de processo com o prop?sito de permitir a inje??o do feedstock. Na segunda abordagem, tratamento por plasma foi aplicado nas amostras antes da etapa final de sinteriza??o. Ambas rotas resultaram na melhoria da estabilidade dimensional das amostras durante a extra??o t?rmica do ligante e sinteriza??o, permitindo a sinteriza??o de amostras de tit?nio altamente porosas sem deforma??o da estrutura.

Submitted by Automa??o e Estat?stica (sst@bczm.ufrn.br) on 2016-05-03T23:46:47Z No. of bitstreams: 1 AnthonyAndreyRamalhoDiniz_TESE.pdf: 15099373 bytes, checksum: 616c247460cf0f6003f86c2374d07108 (MD5) / Approved for entry into archive by Arlan Eloi Leite Silva (eloihistoriador@yahoo.com.br) on 2016-05-05T23:03:00Z (GMT) No. of bitstreams: 1 AnthonyAndreyRamalhoDiniz_TESE.pdf: 15099373 bytes, checksum: 616c247460cf0f6003f86c2374d07108 (MD5) / Made available in DSpace on 2016-05-05T23:03:00Z (GMT). No. of bitstreams: 1 AnthonyAndreyRamalhoDiniz_TESE.pdf: 15099373 bytes, checksum: 616c247460cf0f6003f86c2374d07108 (MD5) Previous issue date: 2015-08-10 / Em 2006, a Petrobras anunciou a descoberta do campo de Tupi, na Bacia de Santos, que concentra uma grande quantidade de petr?leo abaixo da camada de sal, conhecida como camada pr?-sal. Essa descoberta possui grandes volumes de ?leo leve (28? a 30? API), com alto conte?do de g?s, pr?xima aos centros consumidores mais importantes do Sudeste do Brasil e tendo os testes de forma??o dos primeiros po?os apresentado altas vaz?es, sem indica??o de barreiras. Apesar dessa descoberta ser muito importante, a Petrobras e seus parceiros reconhecem que ela representa um cen?rio desafiador, por estar localizada em torno de 300km da costa, em condi??es adversas para sua produ??o. Examinando poss?veis m?todos de recupera??o avan?ada aplic?veis ?quelas condi??es, considerou-se que a presen?a de di?xido de carbono (CO2) poderia ser vantajosa, se combinada com a ?gua do mar, no processo de inje??o alternada de ?gua e g?s (WAG), que passou a ser visto como uma boa op??o. Nesse contexto, esta pesquisa teve como objetivo a realiza??o da avalia??o de v?rias t?cnicas de inje??o de CO2 e ?gua, em reservat?rios com caracter?sticas do pr?-sal brasileiro. Para tanto, foi modelado um ?leo leve, semelhante aos ?leos encontrados na camada do pr?-sal, e um reservat?rio homog?neo, semissint?tico, tamb?m de caracter?sticas semelhantes aos reservat?rios carbon?ticos daquela regi?o, produzindo atrav?s de uma malha five-spot, em um tempo de projeto de 12 anos. Inicialmente, foram realizados testes injetando apenas ?gua e depois CO2. Com base nesses testes, foram avaliadas quatro varia??es do WAG, sendo as duas primeiras com inje??o alternada dos fluidos e as demais com inje??o cont?nua. Ao final, verificou-se que a inje??o alternada de ?gua e g?s, iniciada com ?gua, ? a op??o com maior recupera??o de ?leo, que alcan?ou 91,34% no melhor caso. Quando iniciado com inje??o de g?s, o mesmo processo se torna mais r?pido para intervalos mais curtos, mas n?o resulta na mesma efici?ncia. Por fim, os processos com inje??o cont?nua apresentam resultados mais r?pidos que a inje??o individual dos fluidos, mas o resultado final do CO2 ? superior.

Submitted by Automa??o e Estat?stica (sst@bczm.ufrn.br) on 2016-05-30T23:24:06Z No. of bitstreams: 1 JoselisseSoaresDeCarvalhoSantos_TESE.pdf: 16053934 bytes, checksum: cf451c4ddd4d01f3d1adc928b9fb2590 (MD5) / Approved for entry into archive by Arlan Eloi Leite Silva (eloihistoriador@yahoo.com.br) on 2016-06-02T19:17:42Z (GMT) No. of bitstreams: 1 JoselisseSoaresDeCarvalhoSantos_TESE.pdf: 16053934 bytes, checksum: cf451c4ddd4d01f3d1adc928b9fb2590 (MD5) / Made available in DSpace on 2016-06-02T19:17:42Z (GMT). No. of bitstreams: 1 JoselisseSoaresDeCarvalhoSantos_TESE.pdf: 16053934 bytes, checksum: cf451c4ddd4d01f3d1adc928b9fb2590 (MD5) Previous issue date: 2015-10-19 / A recupera??o avan?ada de petr?leo tem sido foco de in?meras pesquisas buscando o melhoramento da recupera??o do ?leo in place dos reservat?rios, isto porque os reservat?rios maduros e/ou aqueles que possuem ?leos muito viscosos precisam de meios que auxiliem no escoamento e conseq?ente produ??o. Diante disto, foram estudadas as propriedades f?sico-qu?micas, entre estas propriedades verificaram-se o comportamento reol?gico e a tens?o superficial dos pol?meros, variando a concentra??o e a temperatura. Ap?s a obten??o da concentra??o de overlep, foi analisada a tens?o interfacial da solu??o de petr?leo/poliacrilamidas e, estas em presen?a de tensoativo e EDTA. Tamb?m, observou-se a permeabilidade destas solu??es, modificando a concentra??o. Com isso, o objetivo desta caracteriza??o foi observar a viabilidade destas solu??es nos processos de deslocamento de petr?leo em meio poroso. Os resultados obtidos mostraram que o aumento da ionicidade das poliacrilamidas promove um aumento da viscosidade no meio. No caso da temperatura seu aumento reduz a viscosidade para as poliacrilamidas de baixa ionicidade, a aumenta a viscosidade das poliacrilamidadas de alta ionicidade. Quanto a permeabilidade, verificou-se que os pol?meros ani?nicos apresentaram press?es mais elevadas em compara??o aos pol?meros de baixa ionicidade, e acredita-se que esse comportamento esteja relacionado ?s viscosidades destes pol?meros, que s?o mais altas. Na tens?o superficial observou-se a regi?o da concentra??o de overlep de cada pol?mero, consequentemente foi observado que as cargas i?nicas n?o influenciaram consideravelmente na redu??o das tens?es interfaciais entre o ?leo e as poliacrilamidas e constataram-se redu??es das IFT de todas as solu??es estudadas quando comparada ao caso ?gua/petr?leo. Tal resultado ? um bom ind?cio para seu uso no processo de recupera??o avan?ada de petr?leo. Finalmente, ao injetar as solu??es estudadas no meio poroso, verificou-se que as solu??es de pol?meros com maior ionicidade em presen?a de tensoativo e EDTA promoveram uma sinergia na recupera??o avan?ada de petr?leo, quando comparadas ?s solu??es contendo apenas pol?meros. / Enhanced oil recovery has been the focus of countless research projects aiming for the improvement of the in place oil recovery from the reservoirs, especially because mature fields and/or fields containing heavy oil require further assistance to ensure oil flow and consequent production. Having that in mind, physical and chemical properties such as the rheological behaviour and the superficial tension of polymers, for different concentrations and temperatures, were studied. After obtaining the polymers critical aggregation concentration (c.a.c.), the interfacial tension (IFT) between the polyacrylamide/oil solutions was evaluated, as well as for the solutions containing surfactant (SB) and EDTA. The permeability and the application of those solutions in enhanced oil recovery of those solutions was also observed using the Botucatu arenite. The results obtained demonstrated that the increase in the polymers ionicity promotes an increase in the solution viscosity. An increase in temperature reduced the viscosity for the low ionicity polyacrylamides, but caused an increase in the viscosity for some of the high ionicity ones. Concerning permeability, the anionic polymers presented higher injection pressure values when compared to the lower ionicity ones, and that behaviour is believed to be related to the viscosities of those polymers, which are higher. Regarding superficial tension, the c.a.c. region for each polymer was observed, and the conclusion was that the ionic charges had little or no influence in the reduction of interfacial tensions between the oil and the polymers, while the decrease in IFT for all solutions was observed when compared to the system formed by water and oil. The aforementioned results are a good indicator that the polymers studied are suitable for the enhanced oil recovery process. By injecting the solutions into the porous media, it was observed that the solutions formed by SB associated to EDTA improved the flow inside the porous media. The results indicated that the enhanced oil recovery using the polymer/ surfactant/ EDTA solutions reached a recovery factor of 18 % of the original oil. In addition, it could be observed that polymers presenting the higher ionicity, associated to surfactant and EDTA, promoted a synergy in the enhanced oil recovery when compared to the solutions containing only polymers.

Made available in DSpace on 2014-12-17T14:58:22Z (GMT). No. of bitstreams: 1 ValdicleideSM_DISSERT.PDF: 4448803 bytes, checksum: fa349b3064555b231f574c1ef787342f (MD5) Previous issue date: 2013-02-04 / Coordena??o de Aperfei?oamento de Pessoal de N?vel Superior / The biodiesel use has become important due to its renewable character and to reduce environmental impacts during the fuel burning. Theses benefit will be valid if the fuel shows good performance, chemistry stability and compatibility with engines. Biodiesel is a good fuel to diesel engines due to its lubricity. Then, the aimed of this study was to verify the physicalchemistry properties of biodiesel and their correlations with possible elastomers damage after biodiesel be used as fuel in an injection system. The methodology was divided in three steps: biodiesels synthesis by transesterification of three vegetable oil (soybean, palm and sunflower) and their physical-chemistry characterization (viscosity, oxidative stability, flash point, acidity, humidity and density); pressurized test of compatibility between elastomers (NBR and VITON) and biodiesel, and the last one, analyze of biodiesels lubricity by tribological test ball-plan( HFRR). Also, the effect of mixture of biodiesel and diesel in different concentrations was evaluated. The results showed that VITON showed better compatibility with all biodiesel blends in relation to NBR, however when VITON had contact with sunflower biodiesel and its blends the swelling degree suffer higher influences due to biodiesel humidity. For others biodiesels and theirs blends, this elastomer kept its mechanical properties constant. The better tribological performance was observed for blends with high biodiesel concentration, lower friction coefficient was obtained when palm biodiesel was used. The main mechanisms observed during the HFRR tests were abrasive and oxidative wear / O uso do biodiesel tem ganhado for?a por seu car?ter renov?vel e por diminuir o impacto ambiental causado pela queima dos combust?veis f?sseis. Estes benef?cios valer?o a pena se o combust?vel apresentar bom desempenho, estabilidade qu?mica favor?vel e que n?o comprometa a integridade do sistema no qual venha a atuar. A sua aplica??o nos motores diesel tem sido indicada por apresentar maior lubricidade, que ? desej?vel para este sistema em raz?o do funcionamento da bomba. Desse modo, este trabalho teve como objetivo verificar o papel das propriedades f?sico-qu?micas do biodiesel e correlaciona-las com os poss?veis danos causados com o seu uso aos elast?meros aplicados no sistema de inje??o dos motores diesel. A metodologia foi dividida em tr?s etapas: s?ntese dos biodieseis por metan?lise a partir de tr?s oleaginosas (soja, dend? e girassol) e caracteriza??o f?sico-qu?mica (viscosidade, estabilidade oxidativa, ponto de fulgor, acidez, umidade e densidade); ensaio pressurizado de compatibilidade dos biodieseis com os elast?meros (NBR e VITON) e por fim, an?lise da lubricidade dos biodieseis atrav?s de ensaio tribol?gico esfera-plano( HFRR). Tamb?m foi avaliado o efeito da mistura do biodiesel ao diesel em diferentes propor??es, que limitam a deteriora??o dos materiais em contato com este combust?vel. O VITON apresentou maior compatibilidade com todos os combust?veis em rela??o ao NBR, no entanto para o contato com o biodiesel de Girassol e suas blendas o grau de inchamento sofreu maiores influ?ncias devido a este biodiesel apresentar maior umidade. Para as demais blendas e combust?veis analisados, este elast?mero manteve suas propriedades mec?nicas praticamente constantes. Em rela??o aos combust?veis estudados e suas blendas, os melhores desempenhos tribol?gicos foram observados para as maiores concentra??es dos biodieseis, com coeficientes de atrito menores para o biodiesel de dend?. Os principais mecanismos de desgaste observados foram abrasivo e oxidativo

Submitted by Automa??o e Estat?stica (sst@bczm.ufrn.br) on 2017-01-13T12:25:48Z No. of bitstreams: 1 MarcelAraujoRocha_DISSERT.pdf: 5011334 bytes, checksum: d4996c7516aeda7455db92bc1ebfc1d5 (MD5) / Approved for entry into archive by Arlan Eloi Leite Silva (eloihistoriador@yahoo.com.br) on 2017-01-23T13:23:05Z (GMT) No. of bitstreams: 1 MarcelAraujoRocha_DISSERT.pdf: 5011334 bytes, checksum: d4996c7516aeda7455db92bc1ebfc1d5 (MD5) / Made available in DSpace on 2017-01-23T13:23:05Z (GMT). No. of bitstreams: 1 MarcelAraujoRocha_DISSERT.pdf: 5011334 bytes, checksum: d4996c7516aeda7455db92bc1ebfc1d5 (MD5) Previous issue date: 2016-03-14 / A explora??o de reservas de hidrocarbonetos pesados e extrapesados ? de interesse primordial para muitas companhias de petr?leo, uma vez que, a magnitude desses recursos representa parte da energia mundial. A produ??o de ?leo pesado, a partir de dep?sitos subterr?neos, ? complexa, at? mesmo sob as melhores circunst?ncias, devido principalmente ? elevada viscosidade do ?leo. Para melhor desenvolver o processo de produ??o, tornando-o eficiente, de maneira que os fluidos que n?o seriam produzidos consigam chegar ? superf?cie, foram desenvolvidos m?todos de recupera??o convencionais e especiais, para obten??o de um maior fator de recupera??o e, consequentemente, uma maior lucratividade na opera??o de explota??o dessas jazidas. Para reduzir a alta viscosidade e as elevadas tens?es interfaciais, foram desenvolvidos os m?todos t?rmicos. Nesse trabalho, simulou-se a inje??o continua de vapor, com po?os injetores verticais e horizontais, para desenvolver um reservat?rio com caracter?sticas do Nordeste brasileiro, de ?leo pesado, atrav?s da condu??o dos fluidos produzidos com po?o horizontal. Foram feitas an?lises t?cnicas e econ?micas dos modelos que diferiam quanto ?s suas restri??es e arranjos estruturais do sistema. Na configura??o horizontal se observou a influ?ncia da vaz?o de inje??o, da dist?ncia vertical e da dist?ncia lateral sobre o fator de recupera??o. Na configura??o vertical se analisou a influ?ncia da vaz?o de inje??o, da completa??o dos injetores, da dist?ncia lateral e da quantidade de po?os injetores sobre o fator de recupera??o. Diante dos modelos proposto, analisou-se a produ??o acumulada de ?leo, o Volume Poroso Injetado, a forma??o das c?maras de vapor e o Valor Presente L?quido. Tecnicamente, os modelos em que se injetou vapor com po?os verticais obtiveram maior fator de recupera??o de ?leo, j? os modelos horizontais se sobressa?ram economicamente. / The reserves exploration of heavy and extra heavy hydrocarbon is of prime interest to many oil companies, since the magnitude of these resources the magnitude of these resources still stands out on the global and Brazilian energy matrix. The production of heavy oil, from the underground deposits is complex, even on the best of circumstances, mainly due to the high viscosity of the oil. To further develop the process of production, making it efficient, so that the fluids that would not be produced get to reach the surface, complementary recovery methods and advanced were developed to obtain a higher recovery factor and, hence, greater profitability in operation exploitation of these deposits. To combat the high viscosity and high interfacial tensions, thermal methods were developed. In this work, the steam injection continues was simulated in vertical and horizontal injection wells, to develop a reservoir with characteristics of the Brazilian Northeast of heavy oil, by conducting fluid produced with horizontal well. Technical and economic analyzes were made of the models that differ in their structural constraints and system arrangements. In horizontal configuration was observed the influence of the injection flow, of the vertical distance and of the lateral distance over the recovery factor. In vertical configuration was analyzed the influence of the injection flow, of the injection wells completion, of the lateral distance and the amount of injection wells over the recovery factor. Faced the proposed models, was analyzed the cumulative oil production, the Pore Volume Injected, the formation of steam chambers and the Net Present Value. Technically, the models in which steam is injected with vertical wells had higher recovery factor of oil, since the horizontal models stood out economically.

Submitted by Automa??o e Estat?stica (sst@bczm.ufrn.br) on 2017-02-21T00:17:08Z No. of bitstreams: 1 FelipeDaSilvaPereiraAlbuquerqueOliveira_DISSERT.pdf: 6576373 bytes, checksum: b11e6d9b4401f339a1102a38b4351fa4 (MD5) / Approved for entry into archive by Arlan Eloi Leite Silva (eloihistoriador@yahoo.com.br) on 2017-03-03T22:40:49Z (GMT) No. of bitstreams: 1 FelipeDaSilvaPereiraAlbuquerqueOliveira_DISSERT.pdf: 6576373 bytes, checksum: b11e6d9b4401f339a1102a38b4351fa4 (MD5) / Made available in DSpace on 2017-03-03T22:40:49Z (GMT). No. of bitstreams: 1 FelipeDaSilvaPereiraAlbuquerqueOliveira_DISSERT.pdf: 6576373 bytes, checksum: b11e6d9b4401f339a1102a38b4351fa4 (MD5) Previous issue date: 2016-09-12 / Em campos de ?leo pesado onde se utilize a inje??o c?clica de vapor, uma das tarefas mais recorrentes, demoradas e importantes ? a defini??o do cronograma de estimula??o com vapor para as centenas de po?os produtores. A capacidade de gera??o de vapor ? usualmente limitada e ainda mais reduzida pelas recorrentes manuten??es dos geradores. Esse agendamento at? poderia ser feito a partir de um modelo num?rico, mas al?m de exigir a disponibilidade de infraestrutura computacional, s? ? vi?vel caso o tempo n?o seja um fator cr?tico nessa defini??o. A indisponibilidade de tempo para rodar as simula??es necess?rias para a otimiza??o ? normalmente um empecilho, haja vista que a tarefa deve ser recorrentemente realizada conforme as premissas evoluem no tempo. Por isso, a op??o mais comum ? aproveitar a experi?ncia do engenheiro e do ge?logo de reservat?rios em uma an?lise subjetiva dos par?metros de reservat?rio e hist?rico de produ??o, muitas vezes levando em considera??o um estudo feito para um po?o representativo daquele campo ou de uma ?rea do campo. Esse m?todo tem se mostrado eficaz, embora consuma razo?vel quantidade de tempo para an?lise das op??es e conte com a intui??o do profissional encarregado da tarefa. Muitas s?o as refer?ncias acad?micas sobre modelos anal?ticos para representar o processo de inje??o c?clica de vapor e, de posse desses modelos, foram publicadas tentativas de us?-los para maximizar os resultados da estimula??o de determinado po?o. Entretanto, abordaram o problema restrito de uma estimula??o em particular, sem que o problema da defini??o de qual po?o estimular a cada momento de disponibilidade do recurso cr?tico, que ? a capacidade instalada de gera??o de vapor. Esta disserta??o prop?e, portanto, uma nova metodologia sobre como combinar a simplicidade dos diversos modelos anal?ticos dispon?veis na literatura com a grande capacidade computacional moderna para realizar uma an?lise probabil?stica do melhor retorno econ?mico para a capacidade instalada de gera??o de vapor, podendo servir de base, inclusive, na an?lise de viabilidade econ?mica para aquisi??o de maior capacidade ou para mobilizar geradores entre campos ou entre ?reas de um mesmo campo. S?o tratados os aspectos te?ricos dos modelos anal?ticos incluindo as limita??es inerentes a alguns deles bem como em quais circunst?ncias a aplica??o teria mais confiabilidade al?m de poss?veis adapta??es que mitigariam algumas das preocupa??es sobre a aplicabilidade desses modelos. Ao inv?s de definir uma combina??o de modelo e estrat?gia que seja conveniente para todos os cen?rios de utiliza??o poss?vel, trata-se de uma sugest?o de metodologia a fim de alcan?ar melhores resultados, cabendo a quem for us?-la definir quais s?o as particularidades do caso concreto e buscar modelos e estrat?gias que convierem. Por fim, ganhos potenciais ficam claros com a compara??o dos resultados obtidos pelo m?todo com a op??o subjetiva mais intuitiva de injetar nos po?os seguindo uma ordem trivial com cotas fixas para um caso te?rico padr?o atrav?s da simula??o num?rica, para qual ser? utilizado o simulador STARS? da CMG para simula??o t?rmica. / Heavy oil fields that produce through cyclic steam stimulation often demands one very recurrent, time consuming and important task during its lifetime: stimulation scheduling along the hundreds of the existing wells. Installed steam generation capacity is usually lower than the demand and is diminished even more by maintenance stoppages. This scheduling could be defined using numerical simulation, but beyond demanding a computational infrastructure, the time needed to complete the task is usually much greater than the time available. Computational infrastructure is not usually an issue but time availability in order to run the numerous simulations necessary to complete the optimization task, as it is commonly recurrent as circumstances change as time passes. Therefore, the most common option has been to make use of the skills and experience the reservoir engineer and geoscientists gathered during their careers. Using historical production data and reservoir parameters in a subjective analysis, taking into account local experiences extrapolated to the adjacent area or even to the whole field, the reservoir team defines which order the stimulation should be done. That method has shown to be effective, but it takes time to be done and depends on the professional intuition. Many academic references describe analytical models that tries to represent the cyclic steam stimulation and using those models, some attempts were made in order to maximize the results of the stimulation of each well, regardless the of the critical resource usage optimization. This research proposes an unseen methodology versing about how to combine the simplicity of the numerous analytical models available and the amazing modern computational power in order to complete a probabilistic analysis of the optimum financial return that could be reached with the installed steam generation facilities. It can also be used to sustain decisions regarding either investing in capacity enlargement or transfer between fields or production areas. Analytical models theoretical aspects are discussed, including application limitations and in which circumstances one can have better confidence using them as well as which adaptations can be done to diminish lacks of fitting. Instead of defining a model and strategy combination that would fit every scenario, it is more likely a suggestion of a methodology that aims better results. Therefore, it is up to the evaluator to recognize which the characteristics of the real case are and choose a model and a strategy that better complies with the case. Finally, potential gains become clear as results from the methodology are compared with those obtained from an intuitive approach for a standard case through numerical simulation using Computer Modelling Group?s thermal simulator STARS?.