Orientador: Pedro Sergio de Souza / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Matematica, Estatistica e Ciencia da Computação / Made available in DSpace on 2018-07-20T20:18:52Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Camponogara_Eduardo_M.pdf: 3734154 bytes, checksum: e185444091d88337e76627a9c56874eb (MD5) Previous issue date: 1995 / Resumo: A presente dissertação trata do Problema de Transporte de Derivados de Petróleo (PTDP) da Petrobrás (Companhia Brasileira de Petróleo). A empresa dispõe de um conjunto de refinarias e terminais no Estado de São Paulo, responsáveis pela produção e distribuição dos derivados de petróleo aos mercados consumidores. As bases (refinarias e terminais) não são auto-suficientes no suprimento de seus mercados locais, exigindo o transporte de derivados de uma base para outra através de dutos. Dados uma rede de transporte, uma configuração inicial e uma expectativa de produção e consumo, o problema é encontrar os fluxos de produtos nos dutos que atendam aos mercados e satisfaçam as restrições tecnológicas e temporais. Inicialmente é formalizado o Problema de Transporte de Derivados de Petróleo, envolvendo a especificação dos dados, da solução e da função objetivo. As dificuldades de incorporação de todas as restrições e de aquisição de dados levaram à. adoção de um problema mais simples, denominado Problema de Transporte de Derivados de Petróleo Simplificado (PTDPS), muito semelhante ao original. m modelo em Programação Matemática é proposto para o PTDPS. Esse modelo foi derivado do Modelo de Fluxo em Rede com Multiperíodos, cujos dutos foram subdivididos em segmentos e identificados por vértices em função de suas significativas capacidades. Variáveis binárias foram associadas aos vértices dos segmentos a fim de limitar o armazenamento a um único produto e expressar as restrições de compatibilidade de produtos em segmentos adjacentes. A característica linear do modelo levou à. aplicação da ferramenta de otimização CPLEX 3.0 na intenção de resolver o modelo de uma instância real do PTDPS. dificuldade em obter soluções para o modelo motivou o desenvolvimento de uma abordagem heurística. Com esse objetivo, foi proposta uma abordagem de decomposição do PTDPS em três subproblemas: a geração das operações de transporte (jobs)j a escolha da rota entre a base produtora e a consumidora de cada jobj e a programação das operações (escalonamento). Esses componentes foram integrados em um Time Assíncrono (A-Team), que pode ser visto como uma organização de software descentralizada para cooperação de algoritmos. Um A- Team foi implementado e os resultados obtidos mostraram a sua adequabilidade à. resolução do PTDPS. / Abstract: The present master's dissertation deals with the Prablem of Gil Transportation through Pipelines (PTDP) from the Brazilian Gil Company (Petrobrás). The company has a set of refineries and terminals all over the State of São Paulo, responsible for production and delivery of oil-derived products to consumers' markets. The bases (terminals and refineries) don't necessarily produce enough to supply their own demands. Therefore, one should ship products through a network of pipes that connect the bases. Given a network, a initial state and a planning of production and demand at each base, the goal is to find what goods should be pumped into the pipes in order to supply the markets without violating al!-y technological 01' temporal constraint. First, the Problem of Gil Transportation through Pipelines is formalized by means of describing the input data, solution and objective function. As a result of the difficulties in dealing with all the constraints and collecting the data from a real instance, a simplified version of the main problem was adopted, denominated the Simplified Problem of Gil Transportation through Pipelines (PTDPS), very similar to the original one. A Mathematical Programming Model for the PTDPS, derived from MultiPeriod Network Flow Model, was proposed. The pipes of the network were split into segments and identified in the model as nodes. Binary variables were associated to the nodes with the aim of allowing the storage of only one product at each segment. It was necessary to express the constraints of compatible products in adjacent segments. The model for an instance of the PTDPS was optimized with the CPLEX 3.0 package. The difficulty in obtaining a solution for the mo del motivated the development of an heuristical approach, which split the problem into three components: generation of shipment's operations (jobs)j selection of a route connecting source and target bases of each jobj and scheduling the jobs. The components were integrated in an Asynchronous Team (A-team), that is a decentralized software organization for cooperation among algorithms. The achieved results showed that A- Teams are adequate for the PTDPS's resolution. / Mestrado / Mestre em Ciência da Computação

Orientador: Jose Luiz Antunes de Oliveira e Sousa / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas. Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-21T00:21:48Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Araujo_RomeroGomesdaSilva_M.pdf: 59763256 bytes, checksum: 42899d1114fe0dc915419d98ca8d0a2c (MD5) Previous issue date: 1995 / Resumo: Na indústria do petróleo, o conhecimento das propriedades elásticas e de resistência das rochas reservatório são importantes para a verificação da estabilidade de poços durante a fase de perfuração e produção. Normalmente, essas propriedades (módulo de Young, coeficiente de Poisson, módulo de elasticidade volumétrica, compressibilidade volumétrica, coesão e ângulo de atrito) são obtidas em laboratório à temperatura ambiente. Em função desses fatores, foi desenvolvido um projeto no laboratório da PETROBRAS/CENPES para avaliar a influência da temperatura até 150°C nos parâmetros elásticos e de resistência em rochas reservatório de petróleo. Foram utilizadas amostras de arenitos da Formação Açu e Pendências, da Bacia Potiguar. Verificou-se que o comportamento termomecânico variou em função do tipo de rocha ensaiada. Os arenitos friáveis e pouco homogêneos da Formação Açu foram divididos em três lotes distintos de amostras. Os dois primeiros lotes foram ensaiado à temperatura ambiente e 80°C e o terceiro lote, à temperatura ambiente e 150°C. Com o aumento da temperatura entre 24°C e 150°C, a tensão de ruptura diminuiu, o coeficiente de Poisson diminuiu, porém o módulo de Young diminuiu entre 24°C e 80°C, para as amostras dos dois primeiros lotes e aumentou, entre 24°C e 150°C, para as amostras do terceiro lote. Os arenitos mais homogêneos e bem consolidados da Formação Pendências mostraram que o aumento da temperatura de 24°C para 150°C, provocou redução na tensão de ruptura, no módulo de Young e no coeficiente de Poisson. Os parâmetros de resistência ao cisalhamento, c e 'fi¿, sofreram significante redução para os arenitos da Formação Açu. Os arenitos da Formação Pendências não apresentaram variações significativas de c e 'fi¿ entre 24°C e 80°C, enquanto que entre 80°C e 150°C o valor da coesão mostrou moderada redução. O ângulo de atrito interno praticamente não variou. Durante os ensaios hidrostática, as amostras apresentaram grandes deformações, que levaram a erros significativos no cálculo da compressibilidade volumétrica, ao ser adotada a equação linearizada (sem os termos de segunda ordem) na determinação da deformação volumétrica do material. Embora, a equação linearizada seja largamente utilizada em cálculos desta natureza, não se mostrou adequada para arenitos de baixa resistência. A compressibilidade volumétrica dos arenitos da Formação Açu apresentou significante redução. Os resultados da simulação numérica para verificar a estabilidade das paredes de um poço padrão perfurado na Formação Açu, mostrou que as reduções sofridas pelos parâmetros, entre 24°C e 80°, foram suficientes para produzir zonas de plastificação / Abstract: In the oil industry, the knowledge of elastic and resistance properties of reservoir rocks is important for the wellbore stability analysis during drilling and production. Normally, these properties (Young's modulus, Poisson's ratio, bulk compressibility, bulk modulus. tensile strength, cohesion and angle of internal friction) are obtained in laboratory at room temperature, while the in situ temperature may be significantly above this level. Based on these facts, laboratory tests were conducted at CENPES/PETROBRAS to evaluate the influence of temperatures between 24°C (room temperature) and 150°C on the elastic and resistance parameters of reservoir rocks. Specimens of sandstones from Açu and Pendências formations, from Potiguar basin were used in the tests. The observed thermo-mechanical behavior indicated a strong dependance on the type of rock tested. Sandstones from Açu formation, which are friable and present low homogeneity, were divided in three distinct groups: the first two groups were tested at 24°C and 80°C, and the third group was tested at 24°C and 150°C. When the temperature was increased from 24°C to 150°C, the tensile strength decreased, the Poisson's ratio decreased and the Young's modulus decreased between 24°C and 80°C, but for the third group, Young modulus increased between 24°C and 150°C. The sandstones from Pendências formation, well consolidated and more homogeneous than the previous ones, presented reduction in tensile strength, Young's modulus and Poisson's ratio, for increasing temperatures. However, these variations were less significant than the observed for the the friable sandstones from Açu formation. The shear resistance parameters, cohesion and angle of internal friction, presented significant reductions for the Açu formation. For the Pendências formation no significative variations were observed between 24°C and 80°C, whiIe some reduction in the cohesion for the interval 80°C ¿ 150°C was observed. During hidrostatic tests the specimens presented large strains that conducted to significant errors in bulk compressibility when were used the linear equation (without quadratic terms) in the calculation of material volumetric strain. Although the linear equation is wide used in buIk compressibility determination it is not recommended here. The buIk compressibility presented significative reduction in the Açu formation sandstones. A numerical simulation of wellbore stability was conducted for a standard wellbore drilled in the Açu formation, using experimental results of cohesion and angIe of internal frtction corresponding to 24°C and 80°C. Results showed that the variations in the parameters were sufficient to create yielding zones around the wellbore when the temperature was increased to 80°C / Mestrado / Mestre em Engenharia de Petróleo

Orientador: Francisco Jose Soares Alhanati / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-21T12:46:24Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Oliveira_GalileuPauloHenkeAlvesde_M.pdf: 21214387 bytes, checksum: 7c4f31ed639a25116e863afb87dda313 (MD5) Previous issue date: 1995 / Resumo: O método de elevação artificial gas-lift contínuo é responsável por uma parcela significativa da produção de petróleo, tanto em campos terrestres quanto em campos offshore.No entanto, poços produzindo por este método estão sujeitos a instabilidades. Estas instabilidades, manifestadas na forma de grandes variações nas vazões e pressões, acarretam uma redução da produção do poço, além de problemas operacionais nas plantas de processo e tratamento de óleo e gás. O fenômeno da instabilidade em poços com gas-lift contínuo foi estudado por diversos autores, essencialmente através de três enfoques diferentes: análise desenvolvida a partir de relações válidas para o regime permanente, abordagem transiente com solução numérica e abordagem transiente com solução analítica, esta última resultando em critérios analíticos de aplicação mais ou menos imediata. Estes enfoques implicam em diferentes graus de compromisso entre simplicidade, exatidão e generalidade. Este trabalho trata o fenômeno de instabilidade através uma abordagem transiente com solução numérica, com características, em certos aspectos, semelhantes a alguns trabalhos encontrados na literatura. O modelo desenvolvido faz uso de uma formulação unidimensional para o fluxo multifásico em escoamento vertical, incluindo a transferência de massa gás-líquido e com o escorregamento entre fases modelada através de uma equação algébrica para a velocidade relativa entre fases. A formação produtora foi tratada tanto segundo um modelo IPR linear quanto de um modelo de fluxo em meio poroso, radial, monofásico e transiente. O efeito desses dois modelos para a formação produtora sobre o comportamento transiente para o poço foi analisado. Restrições ao fluxo de gás e de líquido (chokes) foram acrescentadas ao modelo, mostrando ter um efeito considerável sobre a estabilidade. O controle da vazão de gás de elevação foi estabelecido através de um modelo para válvulas de gas-lift de orifício de fole carregado. O comportamento dos fluidos foi modelado segundo o método black-oil. Diversos tipos de comportamento foram observados, a depender da configuração estabelecida para o poço. Os resultados do modelo desenvolvido, obtidos através de simulação computacional, foram contrapostos a previsões dos critérios analíticos / Abstract: The continuous gas-lift method is responsible for a great share of the world oil production, in both onshore and offshore fields. However, some gas-lifted wells are faced with unstable behaviour. These instabilities, shown by huge variations in flow rates and pressures, imply decrease in the production of the well, and operational problems in the plants for oil and gas treatment. Studies of the phenomenon of instability in continuous gas-lift wells were carried out by several authors, basically through three different approaches: analysis based on steady state flow equations, transient approach using a numerical solution and transient approach using an analytical solution. The option for each one of these three implies a compromise among simplicity, accuracy and generality. This work treats the above cited phenomenon through a transient approach, with numerical solution, and has characteristics, in some aspects, similar to works already published. The model developed makes use of an unidimensional drift flux formulation to describe the vertical two-phase flow, accounting for mass transfer between the gas and the liquid phases. The gas-liquid slipping was taken into account through an algebraic equation for the relative velocity. The reservoir was described both by an IPR model, and a transient, radial, monophasic porous media flow. The effect of the reservoir model over the predicted well behaviour was discussed. Restrictions to the flow (chokes) were added to the model, resulting in important effects over the system stability. Orifice and bellows charged gas-lift valve models were also added, to describe closely the lift gas flow income into the tubing. Fluids phase behaviour was modelled using the black-oil method. Different types of well behaviour were observed, depending on the particular well characteristics. The developed model results, obtained through computer simulations, were compared to analytical criteria predictions / Mestrado / Mestre em Engenharia de Petróleo

Orientador: Maria Cristina de Castro Cunha, Sergio Nascimento Bordalo / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-21T18:16:26Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Choi_KwonIl_M.pdf: 11167592 bytes, checksum: 3a4e847e7aae165842a98a7d85c33aa1 (MD5) Previous issue date: 1996 / Resumo: Um novo modelo computacional foi introduzido para a simulação de escoamento bifásico vertical em regime transiente lento, visando apenas o fenômeno convectivo. Utilizam-se os conceitos do modelo de deslizamento juntamente com as relações constitutivas específicas dos regimes de escoamento em bolhas, pistonado e anular. O movimento da fase gasosa é tratado de forma Lagrangeana, ao passo que a conservação da massa de líquido e a conservação da quantidade de movimento da mistura são realizadas numa malha Euleriana. O modelo foi adaptado para simular vários fenômenos transientes convectivos de poços de petróleo equipados para a elevação pneumática (gas-lift). Os resultados indicam versatilidade e robustez do método para as condições de contorno que variam de maneira drástica, tais como: variação de vazões de fluidos, variações bruscas de restrição ao fluxo e até mesmo um fechamento completo do poço que, num instante anterior, estava aberto para fluxo pleno. O modelo é especialmente adequado para as simulações de fluxo descontrolado (kick) de gás e indução de surgência por meio de tubo flexível (jet-lift) pela sua capacidade de acompanhar as sucessivas posições de gás de forma contínua / Abstract: A new computational model is introduced for describing long-term transient aspects of two-phase vertical flow, focusing the convection phenomenon only. The model uses the concepts ofthe drift-flux model along with specific constitutive relations for bubble, slug and annular flow. The motion of gas is treated with Lagrangean cells, whereas mass and momentum conservation is done upon an Eulerian grid. The model has been adapted to simulate a number of convective transient phenomena occuring in gas-lift wells. The results indicate high versatility and robustness of the model to face severely changing boundary conditions like: varying production rate, sharp changes in the choke diameter and instantaneous shutdown of the flowing well at the surface. The model is specially suited to simulate gas kickand jet-lift operations due to its ability to follow the successive positions of the gas / Mestrado / Mestre em Engenharia de Petróleo

Orientador: Anita Jocelyne Marsaioli / Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Quimica / Made available in DSpace on 2018-07-26T19:57:04Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Rodrigues_DeniseCristina_D.pdf: 9122436 bytes, checksum: 697953e43e661ff621322c49e8347fd2 (MD5) Previous issue date: 2000 / Doutorado

Orientadores: Rahoma Sadeg Mohamed, Watson Loh / Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Quimica / Made available in DSpace on 2018-07-27T16:20:37Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Ramos_AntonioCarlosdaSilva_D.pdf: 12055440 bytes, checksum: aaf33373bbf433b585b34cd3d6ed1806 (MD5) Previous issue date: 2001 / Resumo: Asfaltenos e resinas são frações pesadas de fluidos de petróleos, com atividade superficial e comportamento coloidal, e podem causar sérios problemas durante a produção de petróleo. Estes problemas incluem a formação de depósitos orgânicos nos reservatórios e linhas de escoamento, alteração na molhabilidade da rocha e a formação e estabilização de emulsões estáveis. Nesta tese, apresentam-se novos dados sobre os comportamentos interfacial e coloidal dos asfaltenos no óleo e em solventes aromáticos e são discutidas as implicações destes dados sobre a agregação, inibição da deposição e estabilização de emulsão para dois asfaltenos oriundos de petróleos brasileiros. Medidas de tensão superficial/interfacial em função da concentração dos asfaltenos insolúveis em pentano (C5I) e insolúveis em heptano (C7I) nos solventes, tolueno, piridina e nitrobenzeno indicaram a ocorrência de um primeiro processo de agregação dos asfaltenos nestes sistemas. A fração C7I apresentou maior tendência à agregação, característica atribuída a maior quantidade de asfaltenos e menor quantidade de resinas em seu conteúdo, conforme revelado pela análise cromatográfica SARA e também pela sua maior massa molar determinada através de osmometria de pressão de vapor. O efeito da temperatura confirmou a natureza exotérmica do processo de agregação dos asfaltenos. Áreas moleculares médias em diferentes interfaces foram estimadas de medidas de tensão superficial/interfacial e encontra-se em concordância com valores relatados na literatura. Estes resultados sugerem uma adsorção planar das moléculas de asfalteno nas interfaces, consistente com o mecanismo de agregação dos asfaltenos, atualmente aceito, em forma de pilhas. Diversas substâncias, como copolímeros bloco, surfatantes iônicos e não-iônicos tiveram suas capacidades de estabilizar asfaltenos no óleo testadas. Os resultados revelaram diferentes e distintos mecanismos para a solubilização/dispersão dos asfaltenos em solventes alifáticos e para a inibição da precipitação dos asfaltenos em óleo. As melhores performances em inibir a precipitação dos asfaltenos foram obtidas para a família dos BRD e Renex (álcoois e fenóis de cadeias etoxiladas) e para o ácido octanóico. Um notável efeito na solubilização dos asfaltenos foi apresentado pelo ácido dodecilbenzenossulfOnico (DBSA), confirmando a importância de interações ácido-base sobre este processo. Os asfaltenos C5I e C7I mostraram-se efetivos na formação e estabilização de emulsões do tipo água em óleo, assim como água e solução de asfaltenos em tolueno, neste último caso, os maiores efeitos foram obtidos para os asfaltenos C7I, consistente com a maior atividade superficial e a maior tendência à associação destes asfaltenos / Abstract: Asphaltenes and resins are two components of petroleum fluids, with surface activity and colloidal behavior, and are responsible for serious problems during petroleum production. These problems inc1ude the formation of organic deposits in oil reservoirs, wells and transport pipeline, wettability changes of the mineral surfàces of reservoir and formation and stabilization stables emulsions. In this thesis, new data on the interfacial and colloidal behavior of asphaltenes in mode1 aromatic solvents and crude oils are presented. The implications of these data on the aggregation, inhibition of deposition and emulsion stabilization capacities for two types of asphaltenes obtained fIom Brazilian crude oils are also discussed. Surface/Interfacial tension measurements in solutions formed by any of these two types of asphaltenes, pentane insolubles (C5I) or heptane insolubles (C7I) in toluene, pyridine and nitrobenzene suggested the occurrence of a fust aggregation phenomenon of asphaltenes in each of the solvents studied. For the asphaltenes investigated, C71 was always more prone to aggregation, a characteristic ascribed to its higher asphaltene and lower resin content as revealed by SARA chromatographic analysis, and to its larger average molecular weight as determined by vapor pressure osmometry. The effect oftemperature on this process confirmed its exothermic nature. Average molecular areas for asphaltenes adsorbed at different interfaces were estimated using measured interfacial/surfàce tensions and found to be in agreement with literature values. The estimated areas suggest planewise surface adsorption of asphaltene molecules, which is consistent with current1y accepted stacking aggregation mechanism of asphaltenes. A number of block copolymers, ionic and non-ionic surfactants revealed different and distinct mechanisms for solubilization /dispersion of asphaltenes in aliphatic solvents and for the inhibition of asphaltene precipitation in crude oils. The best performances in inhibition of asphaltene precipitation were displayed by ethoxylated alcohols and phenols and octanoic acid. The remarkable solubilization effect displayed by dodecylbenzene sulfonic acid, confirmed the importance of acid-base interaction for this process. The two types of asphaltenes (C51 and C7I) were found to be effective in the formation and stabilization of water/oil emulsions as well as water/toluene emulsions, with larger effects for C71 in water/toluene emulsions, consistent with its greater surface activity and its larger tendency to self-associate / Doutorado / Engenharia de Processos / Doutor em Engenharia Química

Orientador: Carlos Alberto Luengo / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-08-10T20:21:36Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Perdomo_LeonardoVerbicaro_M.pdf: 1471442 bytes, checksum: 55995a35994cc8df5ffc69d4d28c5d2f (MD5) Previous issue date: 2008 / Resumo: Nesta dissertação é apresentada uma análise de problemas da mecânica da fratura elástica linear em estruturas bimateriais anisotrópicas. Utilizando o método dos elementos de contorno é possível calcular os fatores de intensidade de tensão em problemas planos (2D) devido à presença de trincas interfaciais entre as lâminas que compõem o material. A estrutura pode estar submetida à carregamento em modo I ou modo misto. O problema é modelado usando-se a técnica de sub-regiões para descrever cada um dos diferentes subdomínios, representado por cada material. Na interface das sub-regiões, em que o domínio é dividido, são impostas condições de equilíbrio de forças e continuidade de deslocamentos, exceto na região que corresponde à trinca. O comportamento singular apresentado pelo campo de tensões próximo à ponta da trinca é modelado com elementos de ponto a um quarto com singularidade de forças de superfície. São apresentados exemplos numéricos de problemas com carregamentos no plano. Foi também apresentada a análise de convergência de malhas, mostrando uma pequena dependência da discretização mesmo quando malhas pouco refinadas foram usadas. Alguns dos exemplos têm correspondentes na literatura, os quais foram utilizados para comparação com os resultados obtidos. Observou-se uma boa concordância na comparação dos resultados / Abstract: This thesis presents an analysis of problems of linear elastic fracture mechanics in anisotropic bimaterial structures. Using the boundary element method, it is possible to evaluate stress intensity factors in plane problems (2D) due to the presence of interfacial cracks between the laminae that constitute the material, when the structure is submitted to a mode I or in mixed mode loading. The problem is modeled using the subregion technique to describe each one of the different subdomains, represented by each material. On the interface of subregions, which the domain is divided, conditions of tractions equilibrium and displacements continuity are imposed, except in the corresponding crack region. The singular behavior presented by the stress field near the crack tip is modeled by traction singular quarter point element. Numerical examples of problems with in-plane loading are presented. Mesh convergence analyses are also presented, showing little dependence on the discretization even when coarse meshes were used. Some of these examples have correspondents in literature, that were used for comparisons with the obtained results. A good agreement in the comparisons of results was observed / Mestrado / Planejamento de Sistemas Energeticos / Mestre em Engenharia Mecânica

Made available in DSpace on 2014-06-12T17:42:07Z (GMT). No. of bitstreams: 2 arquivo6717_1.pdf: 2574462 bytes, checksum: 10b85affb0a1032a4aacbd30ca82d576 (MD5) license.txt: 1748 bytes, checksum: 8a4605be74aa9ea9d79846c1fba20a33 (MD5) Previous issue date: 2002 / A simulação de reservatórios de petróleo é a principal forma de descrever quantitativamente o fluxo multifásico em um reservatório heterogêneo com um esquema de produção determinado não somente pelas propriedades do reservatório, mas também pela demanda do mercado, estratégias de investimento e regulamentações governamentais (MATTAX, 1990). Neste sentido, a simulação como ferramenta de previsão vem se tornando padrão na indústria do petróleo devido principalmente ao avanço da capacidade operacional dos computadores; das técnicas numéricas para resolução de equações diferenciais parciais; das técnicas de caracterização dos reservatórios e na generalização dos simuladores que podem modelar casos reais de campo bem como considerar técnicas avançadas de recuperação. O objetivo deste trabalho é avaliar o desempenho do código computacional CODE_BRIGHT (OLIVELLA et al., 1996a) para simular, nos casos apresentados, a recuperação secundária de petróleo através da injeção de água. Para tal foram utilizados um modelo unidimensional, com solução analítica conhecida (BUCKLEY & LEVERETT, 1942), modelos bidimensionais admitindo heterogeneidades no reservatório e o afloramento de Barreiras do Boqueirão, considerado um análogo de reservatório. Para avaliar o desempenho numérico do CODE_BRIGHT foi utilizado o IMEX, programa em diferenças finitas amplamente utilizado e difundido na Engenharia de Petróleo. Os resultados obtidos apresentaram boa concordância com a solução analítica e com o IMEX, para o caso unidimensional e um bom desempenho do código perante os problemas propostos nos casos bidimensionais e no análogo, indicando desta forma, sua aplicabilidade para problemas de engenharia de reservatórios

Made available in DSpace on 2014-06-12T17:42:28Z (GMT). No. of bitstreams: 2 arquivo7454_1.pdf: 2086837 bytes, checksum: 58f6c726aea4d6fd8b47015dbbfdd9e9 (MD5) license.txt: 1748 bytes, checksum: 8a4605be74aa9ea9d79846c1fba20a33 (MD5) Previous issue date: 2005 / Este estudo analisa inicialmente, a indústria de Petróleo, onde questões técnicas sobre o petróleo e a gasolina são analisadas, além de uma descrição de como são formados os preços da gasolina no Brasil .Em seguida faz-se uma resenha sobre os modelos desenvolvidos para estimação da assimetria nos preços da gasolina e do petróleo, ou seja, se os preços da gasolina respondem mais rapidamente às elevações do que aos declínios no preço do Petróleo. Finalmente é aplicada a metodologia desenvolvida por Nathan S. Balke, Stephen P. A. Brown e Mine K. Yucel para detectar assimetria na Região Metropolitana do Recife, onde concluiu-se que do período de janeiro de 2003 a novembro de 2004, os preços da gasolina não foram influenciados pelas flutuações nos preços do petróleo no mercado internacional, com isso a assimetria não foi identificada

Orientador: Chang Hung Kiang, Denis Jose Schiozer / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-25T10:59:08Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Pires_LuisCarlosGomes_M.pdf: 19067719 bytes, checksum: 57301513d07a2c5ec79be18252ca69f8 (MD5) Previous issue date: 1999 / Resumo: A compartimentação lateral e vertical de um reservatório geralmente envolve muitas incertezas, principalmente nas fases iniciais de explotação de um campo de petróleo, podendo ter impacto decisivo no plano de desenvolvimento. Nesta fase, os dados de produção, que auxiliam na definição do grau de compartimentação do reservatório, infelizmente, não estão disponíveis. Esta tese mostra de que maneira as heterogeneidades estruturais, estratigráficas e litofaciológicas podem influenciar na irrupção de água, produção acumulada e eficiência de recuperação de hidrocarbonetos quando diferentes modelos geológicos são submetidos ao simulador de fluxo. O arcabouço geológico é construído com base em um afloramento que expõe sedimentos fluviais terciários composto por arenitos, siltitos e folhelhos intensamente compartimentados. São elaborados quatro modelos físicos com diferentes características permoporosas dos planos de falhas e das sete litofácies mapeadas. A manutenção de pressão deste reservatório confinado é feita por poços injetores de água. O conhecimento de todo o domínio simulado tem a vantagem de permitir o acompanhamento da frente de avanço da água de forma contínua, bem como avaliar a distribuição das saturações ao final da explotação. O resultado deste estudo mostra a importância e os efeitos dos modelos físicos no desenvolvimento de um reservatório de petróleo / Abstract: The lateral and vertical compartimentalization of a reservoir generaIIy involves many uncertainties that can have decisive impact on the design of development programs, mainly in the initial phase of a petroleum field exploitation. The production data, unfortunately, are not available in the initial phase of exploitation. This work shows how structural, litofacies and stratigrafic heterogeneities can impact on water breakthrough, on accumulated production and on sweep efficiency of hydrocarbon recovery when different geological models are submitted to the fluid flow simulator. The geological framework is built based on outcrop that exposes tertiary fluvial sediments composed of sandstones, siltits and shales highly compartimentalized. Four physical models are elaborated with different permeabilities assigned to the fault surfaces and sedimentary units, using water-driven simulation with producers and injector wells. Considering that the simulation models represent the real geological tfamework, it is possible to monitor the oil displacement patterns, as weIl as to evaluate the distribution of the water saturation at the end of the exploitation. The resuIt of this study exhibit the importance and the effects of the physical models in the development of a petroleum reservoir / Mestrado / Mestre em Engenharia de Petróleo