Made available in DSpace on 2018-08-01T21:58:47Z (GMT). No. of bitstreams: 1 tese_10596_Dorval Moreira Coelho Neto20170920-102834.pdf: 2059150 bytes, checksum: 7932572b2acff550e329bed1afa003c5 (MD5) Previous issue date: 2017-02-16 / Os petróleos não convencionais (óleos pesados e extrapesados) compõem cerca de 55% das reservas mundiais de petróleo. A elevada viscosidade e densidade torna desafiadora a produção viável desses óleos. O crescimento populacional, atrelado aos hábitos modernos de vida, implica numa maior demanda por fontes energéticas, indicando uma possível necessidade na maior exploração dos óleos não convencionais. Os óleos pesados são caracterizados pela elevada quantidade de resinas e asfaltenos, emulsificantes naturais que combinados a presença de água e cisalhamento, nas etapas de produção e transporte do petróleo, propiciam a formação de emulsões, em geral, do tipo água em óleo (A/O). Avaliar o comportamento dessas emulsões durante o transporte em oleodutos torna-se importante. O presente estudo avaliou o comportamento reológico de emulsões A/O de cinco óleos pesados provenientes da bacia sedimentar da costa brasileira, com densidade API entre 10,8 e 19,9. Fatores relacionados a estabilidade (temperatura, quantidade de água emulsionada, a concentração de sais) e comportamento reológico das emulsões A/O (viscosidade dinâmica, tensão e taxa de cisalhamento) foram avaliados. Tais fatores foram relacionados com a composição química do petróleo em termos de saturados, aromáticos, resinas e asfaltenos (SARA). As emulsões foram preparadas com água deionizada, água de formação (55·103 mg·L-1 de NaCl) e água saturada com cloreto de sódio (270·103 mg·L-1 de NaCl) sob agitação mecânica de 5000 rotações por minuto (rpm). Os ensaios reológicos das emulsões foram realizados de 30 a 80ºC e os dados obtidos foram tratados empregando a equação de Oswald-de-Waele. Os resultados da avaliação reológica mostraram que nas emulsões estáveis, aquelas em que não foi identificada água não emulsionada após cisalhamento, houve elevação de até 1212% na viscosidade dinâmica, derivado do aumento da fase aquosa e da influência da concentração de sais. O incremento na temperatura minimizou tal efeito, sendo que a 60ºC foi observada redução superior a 80% na viscosidade dinâmica dessas emulsões. Nas emulsões estáveis o índice de fluidez foi positivo, apresentando redução em função do aumento da quantidade de água emulsionada, mas relação inversa com a temperatura. Para as emulsões instáveis, caracterizadas pela presença de água não emulsionada, foi identificada redução na viscosidade dinâmica sendo inferiores à dos óleos desidratados e em sua maioria com índice de fluidez negativa. Na maioria das emulsões instáveis, a elevação da concentração de sais e da temperatura auxiliou na sua estabilização. Foi observado que os óleos com número de acidez total inferior a 1,3 mgKOH·g-1 e razões asfalteno/resina, aromático/saturado e asfalteno/aromático superiores a 0,2 formaram emulsões instáveis, resultando no aparecimento de água não emulsionada durante os ensaios reológicos.

Orientador: Osvair Vidal Trevisan / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-18T05:59:26Z (GMT). No. of bitstreams: 1 VidalVargas_JanethAlina_M.pdf: 7697532 bytes, checksum: 8343ada0aa83b2ec03f35bcb622bc792 (MD5) Previous issue date: 2011 / Resumo: O processo de combustão in situ (CIS) é um método térmico de recuperação melhorada que gera calor no reservatório, diminuindo a viscosidade e aumentando a mobilidade do óleo, pela combustão de uma parte do óleo in place. A frente de combustão é mantida pela injeção continua de ar enriquecido com oxigênio. O processo CIS depende basicamente das reações químicas de combustão que acontecem quando o óleo está em contato com o ar injetado. Portanto, o sucesso do processo CIS é determinado pelo conhecimento e compreensão do comportamento cinético destas reações. O objetivo deste trabalho é determinar os parâmetros cinéticos da reação de combustão de um óleo pesado brasileiro, através da realização de ensaios experimentais usando um calorímetro de taxa acelerada (ARC) com fluxo (sistema aberto). Os testes foram feitos com 2 g de amostra de óleo de 12°API, 20,4 atm (290 psi) de pressão, injeção continua de ar com fluxo de 40-60 ml/min e as amostras foram aquecidas até 550°C. Também se realizaram testes com misturas de óleo e areia, óleo e argila e óleo/areia/argila para simular melhor o comportamento das reações no reservatório. A temperatura de autoignição foi de 290°C para o óleo. Quando areia ou argila foram misturadas ao óleo na proporção 25/75, a temperatura de autoignição se reduziu a 170°C. Identificou-se a presença das reações OBT (oxidação de baixa temperatura) num intervalo de temperatura de 170 a 300 °C, as OMT (oxidação de media temperatura) entre 300 e 420°C e as OAT (oxidação de alta temperatura) de 420°a 550°C aproximadamente. Todos os testes apresentam uma zona de transição em 320°C. Também foram realizados testes com asfalteno/argila e malteno/argila na proporção 25/75, para os quais se identificaram temperaturas de autoignição de 180 e 170 °C respectivamente. A energia de ativação para a maioria das reações é da ordem de grandeza de 105[J/mol], e a ordem da reação entre 0 e 1 / Abstract: In situ combustion (ISC) is a thermal method of enhanced recovery that generates heat in the reservoir, to reduce viscosity and increase the mobility of the oil, after the combustion of a portion of the oil in place. The combustion front is maintained by the continuous injection of air enriched with oxygen. ISC depends basically on the chemical reactions of combustion that happen when the oil is in contact with the injected air. Therefore the success of ISC relies on the knowledge and understanding of the kinetic behavior of these reactions. The objective of this project is to determine the kinetic parameters of the combustion reaction of Brazilian heavy oil through accelerating rate calorimetry (ARC) with flow (open system). The tests were made with 2 g of oil samples of a 12°API oil, at 20 bar pressure, continuous air injection at 40-60 ml/min flow rate and the samples heated up to 550°C. Tests were also carried out with mixtures of oil and sand, oil and clay and oil/sand/clay to better simulate the behavior of the reactions in the reservoir. The auto ignition temperature was of 290°C for the oil. When sand or clay had been mixed to the oil at a 1/3 ratio, the auto ignition temperature is reduced to 170°C. Presence of LTO (low-temp oxidation) reactions was identified in the temperature range of 170 to 300 °C, MTO (medium temperature oxidation) reactions in 300 to 420°C and the HTO (high temperature oxidation) reactions in 420° to 550°C approximately. All tests presented a transition zone at 320°C. Additional tests were carried with mixtures of asphaltene/clay and maltene/clay at a 1/3 ratio, for which auto ignition temperatures were identified at 170 and 180°C, respectively. The energy of activation for the majority of the reactions was the order of 105 [J/mol], and the order of the reaction between 0 and 1 / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Fernando de Almeida França / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica / Made available in DSpace on 2018-08-16T21:15:02Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Amaral_GilmarDutraLeitedo_M.pdf: 4129101 bytes, checksum: 158cb95f0e4fa9111e692d4f3c9571dc (MD5) Previous issue date: 2007 / Resumo: Na indústria do petróleo, quando o bombeamento centrífugo submerso (BCS) é considerado como método de elevação artificial, existe a necessidade de determinar seu desempenho operando com óleos de média e alta viscosidades. O presente trabalho mostra uma proposta de criação de modelo de previsão de desempenho e comparação com dados experimentais, relativos ao desempenho de bombas centrífugas convencional e do tipo submersa, operando com fluidos viscosos. Para a construção do modelo, partiu-se das equações diferenciais da conservação da massa e quantidade de movimento para o escoamento no interior dos canais do rotor, usando abordagem unidimensional. Com o auxílio de dados experimentais, a transferência e transformação de energia no rotor, no difusor e outros elementos constituintes das bombas foram quantificadas e modeladas, compondo todo processo que ocorre em um estágio do equipamento. Para ajustar e validar o modelo teórico, foi construído um aparato laboratorial para realização de testes específicos em uma bomba centrífuga radial convencional e em dois diferentes modelos de BCSs, modelos GN 7000 e J350N, operando com água e glicerina como fluidos de trabalho. Foram adquiridos cerca de seiscentos pontos operacionais (vazão, pressão, rotação, torque e temperatura). Os testes abrangeram o seguinte universo de aplicação para as BCSs: rotação entre 1800 a 3500 rpm, vazões entre zero e 14.000 bbl/d, viscosidades de 1 cP, 60 cP, 270 cP, 720 cP e 1020 cP. Os resultados do modelo foram comparados com os valores medidos em laboratório nas três bombas testadas. Finalmente, foram comparadas também as curvas de desempenho das BCSs, obtidas no laboratório, com as curvas geradas a partir dos fatores de correção obtidos no ábaco do Hydraulics Institute-USA / Abstract: In the oil industry, when artificial lift using Electrical Submersible Pumps (ESP) is considered, there is a need to determine their performance for displacing oils of medium to high viscosity. This work proposes a model that is able to predict the performance of conventional centrifugal pumps and ESPs when pumping heavier oils (meaning oils of high viscosities). Data from experiments carried with conventional centrifugal pumps and ESPs displacing fluids of viscosity ranging from 1 cP to 1020 cP, model results and results provided by other researchers and commonly used in design procedures, were taken into account for comparisons and to provide insights for the model development. In some cases, specific and detailed measurements of pressure at different positions along the pump, from the inlet eye to the discharge section, were taken. They contributed to the model development and to understand the mechanics of the energy transfer and the conversion processes that the flow undergoes along a pump single stage or throughout the entire equipment. To obtain the experimental data a set-up was built, where one conventional centrifugal pump and two ESPs were tested. The test fluids were water (1 cP) and glycerin in different temperatures to vary the viscosity from 60 cP to 1020 cP. A heat pump and a heat exchanger were connected to the pumping system for that. The experimental results, data found in the literature and the benchmark results published by the manufacturers for pumps operating with water were compared with results calculated by the proposed model to validate it. Finally, a comparison between the experimental results and the data calculated using the procedures of the Hydraulic Institute - USA, to calculate centrifugal pump performance for viscous fluids, is presented / Mestrado / Explotação / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Rubens Maciel Filho / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Quimica / Made available in DSpace on 2018-08-12T16:03:46Z (GMT). No. of bitstreams: 1 CuadrosBohorquez_JoseFernando_M.pdf: 955377 bytes, checksum: 373ed9ca95fec71c8fc315f656b0a361 (MD5) Previous issue date: 2008 / Resumo: A extração de petróleo no Brasil produz, em grande parte, petróleos pesados. Este tipo de óleo é de difícil processamento e gera grande quantidade de resíduos provenientes das torres de destilação atmosférica e de vácuo. É necessário fracionar esse tipo de petróleo pesado, com a finalidade de incrementar a produção de frações leves, principalmente o Diesel. A caracterização do petróleo é feita mediante as curvas PEV (Ponto de Ebulição Verdadeiro), através das normas padronizadas ASTM (American Society fot Testing and Materials); porém, a curva de destilação só pode ser obtida mediante as normas ASTM até 565ºC. Uma extensão acima dessa temperatura limite, 565ºC, foi desenvolvida pelo grupo de pesquisa do Laboratório de Desenvolvimento de Processos de Separação (LDPS) e do Laboratório de Otimização, Projeto e Controle Avançado (LOPCA), da Faculdade de Engenharia Química da Universidade Estadual de Campinas (FEQ/ UNICAMP), como apresentado em diversos trabalhos prévios (SBAITE, 2005). A metodologia desta extensão envolve o processo de Destilação Molecular, tornando possível a caracterização de frações pesadas de petróleo acima de 565ºC. A caracterização feita com a extensão da curva PEV (nova curva PEV ou DESTMOL) foi usada nesta dissertação que fez uso do simulador de processos Hysys.Plant®, mediante a geração de pseudocomponentes, para fazer a caracterização da alimentação do sistema no processo de refino. Nesta dissertação, foi desenvolvida uma metodologia de simulação para avaliar as curvas PEV estendidas no esquema de separação após o reator de FCC (Fluid Catalytic Cracking). Nesta unidade, são obtidos diferentes produtos: GLP (Gás Liquefeito de Petróleo), gasolina e diesel. O esquema de separação e um processo complexo, incluindo diferentes correntes de reciclo. Os resultados das simulações de dois tipos de resíduos de petróleo foram comparados com dados industriais, obtendo-se bons resultados. Deste trabalho, foi possível concluir que a avaliação das curvas PEV no sistema de separação após o FCC, depende das condições de projeto e de operação desta unidade, uma vez que para valores da curva PEV na alimentação acima de 550ºC, não ocorre a vaporização de alimentações com óleos mais leves, afetando significativamente a operação da unidade. Depois de fazer comparações entre os dados industriais e os dados da simulação, pode-se concluir que a avaliação deste tipo de análise (Curva PEV estendida) deveria ser feita em outro tipo de unidade, por exemplo o riser de FCC, pois este tem a capacidade de processar frações pesadas de petróleo, que é o que esta sendo representado mediante a curva PEV estendida, em frações mais leves como: gases combustíveis, GLP e nafta de craqueamento, obtidas após sua separação na unidade de fracionamento e recuperação de produtos. / Abstract: The oil extraction in Brazil is predominantly of heavy oil. This type of oil is difficult to process and it produces great quantity of residues from atmospheric and vacuum columns. It is necessary to upgrade such kind of residues in order to increase productivity of light fractions, mainly diesel. Oil characterization is made with the aid of the True Boiling Point (TBP) curve through ASTM standard test methods; however, it is possible to have this curve only until 565 ºC. An extension beyond this temperature limit was developed by this research group and it is presented in previous works in the literature, (SBAITE, 2005). For such purpose, molecular distillation process was used, which uses high vacuum as separating agent. In this sense, extension of the True Boiling Point (TBP) curve was obtained using the molecular distillation process, making possible the characterization of the heavy oil fractions of TBP higher than 565ºC. The characterization made with the extension of the TBP was used in this work in the process simulator Hysys.Plant® by the generation of pseudocomponents for characterizing the systems feeding distillation columns in the refining process. In this work, it was developed a simulation methodology in order to evaluate all the separation sequencing after the FCC (Fluid Catalytic Cracking) reactor, in order to produce different products, like (LPG), gasoline and diesel. A complex configuration characterizes this step of the refining process, including several recycle streams. The simulation results of two types of petroleum residues, Alpha 565C+ and Gamma 545C+ were compared with industrial data, yielding, very good match. From this work, it was possible to conclude that the evaluation of the TBP curves in the FCC separation steps depends on the design conditions of this unit, considering that feed at fractionation temperature above 550 ºC remains in liquid state affecting significantly the fractionator tower operation. These results are new in the open literature. After the comparisons between industrial and simulation results, can be concluded that the evaluation of this type heavy oil analysis should be performed in another unit capable to convert these products, called heavy gasoil in noble products, which can be used in the downstream FCC. This conversion process can be performed in the FCC riser. / Mestrado / Desenvolvimento de Processos Químicos / Mestre em Engenharia Química

Orientador: Rubens Maciel Filho / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Quimica / Made available in DSpace on 2018-08-15T12:56:55Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Mallmann_EvandroStoffels_M.pdf: 5927500 bytes, checksum: 1142d105683d77d9dfbe069513e8abce (MD5) Previous issue date: 2010 / Resumo: O Petróleo obtido nas bacias brasileiras é do tipo pesado e ultra pesado, apresentando alta viscosidade, que dificulta sua exploração (retirada do petróleo dos campos submarinos) e também as operações de refino para obtenção de combustíveis outros derivados. Os processos de refino atualmente em atividade nas refinarias não permitem a operação de óleos pesados e ultra pesados, de forma que estes são misturados a óleos leves para seu processamento. Este procedimento leva à dependência do Brasil em importação de petróleo, assim como a não completa valoração do óleo encontrado no país. Dentro deste contexto, a utilização da Destilação Molecular se apresenta como alternativa à operação inicial de óleos pesados e ultra pesados. Experimentos realizados nos Laboratórios de Desenvolvimento de Processos Separação (LDPS) e de Otimização, Projeto e Controle Avançado (LOPCA) mostraram a viabilidade de seu emprego. Porém, é necessária uma ampla investigação para desenvolvimento de políticas operacionais que levem a operação de destiladores moleculares com alto desempenho para refino de petróleo. Para tanto, é necessário o desenvolvimento de simulações que permitam um extensivo estudo cobrindo as possíveis faixas operacionais, que são funções das características do petróleo. Propõe-se assim, neste trabalho, o desenvolvimento de simulações para a destilação molecular tipo filme descendente fazendo-se uso do simulador comercial Aspen Plus®, que possui facilidades de pacotes termodinâmicos para a realização da tarefa. Dados experimentais já disponíveis foram usados para a análise e avaliação das simulações. / Abstract: The petroleum gotten in the Brazilian basins is of the types heavy and ultra-heavy, presenting high viscosities that make difficult its exploration (remove of the oil from submarine fields) and also the operations of refining for fuel attainment and other derivatives. The processes of refining, currently in activity, in the refineries, do not allow the heavy and ultra-heavy oil operation, so that these are mixed with light oils for its processing. This procedure leads to the dependence of Brazil in importation of oil, as well as not complete valuation of the oil found in the country. Inside this context, the use of molecular distillation is presented as an alternative to initial operation of heavy and ultra-heavy oil. Experiments carried through in the Laboratories of Development of Processes of Separation (LDPS) and Optimization, Project and Advanced Control (LOPCA) had shown the viability of this operation. However, is necessary an ample inquiry for development of operational politics that take the operation of molecular distillers with high performance for oil refining. For this purpose, the development of simulations that allow an extensive study covering the possible operational bands, that are functions of the characteristics of the oil, is necessary. It is considered thus, in this work, the development of a descendant filmed distiller simulations using the commercial simulator Aspen Plus®, that possess easiness of thermodynamic packages for the accomplishment of the task. Available experimental data were used for the analysis and evaluation of the simulations. / Mestrado / Desenvolvimento de Processos Químicos / Mestre em Engenharia Química

Orientador: Luiz Felipe Mendes de Moura / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica / Made available in DSpace on 2018-08-16T05:56:22Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Biazussi_JorgeLuiz_M.pdf: 4897786 bytes, checksum: 407214ced9492976cb44ade6e24f677e (MD5) Previous issue date: 2010 / Resumo: Diferentes métodos para exploração dos óleos pesados surgiram nestes últimos anos. Um método que chamou a atenção da indústria foi o método que adiciona água ao escoamento, formando uma película lubrificante que facilita o escoamento deste óleo que pode escoar em diferentes padrões. O padrão considerado mais eficiente em relação à potencia requerida por vazão de óleo injetado é o padrão Core-Flow. Para a aplicação na indústria torna-se necessário o desenvolvimento de técnicas capazes de monitorar as condições do escoamento e a vazão de óleo. Somando técnicas de medida de fração volumétrica com técnicas de determinação da velocidade do fluido, pode-se desenvolver um método indireto capaz de estimar, entre outras coisas, a vazão de óleo. Sondas capacitivas utilizadas para medição de fração volumétrica apresentam potencial para determinação da espessura da película lubrificante de água em Core-Flow, bem como técnicas de visualização de escoamento com câmeras de filmagem rápida. Calculou-se a espessura da camada de água através de um programa desenvolvido em LabVIEW que analisa as imagens do escoamento. Realizou-se uma estimativa da velocidade média do óleo através da medição da velocidade da interface. A velocidade da interface foi calculada aplicando a técnica de correlação cruzada entre as imagens adquiridas do escoamento. Com estes parâmetros calculados, foi possível estimar o coeficiente de escorregamento entre as fases e calcular a vazão de óleo / Abstract: Different methods for exploitation of heavy oils have emerged in recent years. One method that caught the attention of industry was the method that adds water to form a lubricating film which facilitates the flow of oil. The flow pattern considered the most efficient in terms of frictional pressure gradient reduction factors is the core annular flow. For application in industry it is necessary to develop techniques to assess the flow conditions and the oil flow rate. Merging techniques for measuring volume fraction with those for determining the fluid velocity, it can be developed an indirect method to estimate, among other things, the oil flow rate. Capacitive probes used for measuring volume fraction have a great potential for determining the thickness of the lubricating film of water in core-annular flow, as well as visualization techniques with fast video cameras. We calculated the thickness of the water film through a program developed in LabVIEW that analyzes the images of the flow. The average velocity of the oil was estimated by measuring the speed of the interface. The speed of the interface was calculated using the cross-correlation technique. With these parameters calculated, it was possible to estimate the slip ratio between the phases and calculate the oil flow rate / Mestrado / Termica e Fluidos / Mestre em Engenharia Mecânica

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

Orientador: Osvair Vidal Trevisan / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-08-15T14:40:24Z (GMT). No. of bitstreams: 1 RibeiroJunior_GuilhermeBlaitterman_M.pdf: 3933004 bytes, checksum: 61894f4b90ecb88d0e0c7b05a71ab1ad (MD5) Previous issue date: 2009 / Resumo: Como as reservas mundiais de óleo leve estão decrescendo continuamente, campos de óleos pesados podem se tornar uma fonte relevante de energia em um futuro próximo. Combustão "In- Situ" (CIS) é uma promissora técnica de recuperação para este tipo de hidrocarboneto, todavia, complexa de se implementar. Tubos de combustão em escala laboratorial e simulações numéricas são essenciais para o dimensionamento de projetos de campo. Este trabalho relata a modelagem numérica de dois experimentos efetuados em escala de laboratório de processos de CIS com um óleo com 12,8º API advindo de um campo candidato para um projeto piloto no Brasil. O estudo numérico foi desenvolvido utilizando o software comercial da CMG, STARS. O objetivo foi analisar o processo, para um modelo físico correspondente ao tubo de combustão utilizado. O modelo de fluido foi ajustado através de um software comercial para um total de sete componentes, óleo pesado, óleo leve, CO2, O2, N2, H2O e coque. Dois processos de combustão foram investigados, o primeiro é o modelo clássico descrito pelo STARS da CMG e o segundo é baseado no modelo de Marín (2007), constituído de frações SARA (saturados, aromáticos, resinas e asfalteno). Os resultados numéricos foram ajustados de acordo com os dados obtidos do experimento. As conclusões sobre este estudo se referem às influências de cada variável sobre o processo global de CIS, em especial a energia de ativação e a entalpia de reação. Além disso, conclui-se que o modelo de fluido e o modelo de reações são fundamentais no ajuste de histórico, assim como a presença de reações sob altas temperaturas são imprescindíveis para se predizer o deslocamento e comportamento da frente de combustão. / Abstract: As the world reserves of light oil steadily decreases, heavy oil and tar sands resources may be an important source of energy. In situ combustion (ISC) is a promising recovery technique for this type of hydrocarbon, otherwise difficult to produce. Combustion tube laboratory experiments and numerical simulations are essential for the design of field projects. This work reports a numeric modeling of two experiments carried out under laboratory scale of in situ combustion process with a 12.8 ºAPI crude from a field candidate to a pilot project in Brazil. The numerical study was developed using the CMG commercial simulator, STARS. The aim was to analyze the process of the physical model corresponding to the combustion tube used. The fluid model was adjusted by a commercial software to a total of 7 components; heavy oil, light oil, CO2, O2, N2, H2O and coke. Two reactions model were analyzed; one is based on the classic combustion model presented by STARS and the other is based on the reactions model proposed by Marín (2007), made up of SARA (saturates, aromatics, resins, and asphaltenes) fractions. The numerical results were history matched to the data derived from the experiment. The important findings in this study were the influences of each variable on the overall ISC process, specifically the activation energy and the enthalpy reaction. It was concluded that the fluid model and the reaction model are key in the history matching task, as well as, the reactions under high temperatures are fundamental to model the combustion front displacement and behavior. / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Denis José Schiozer / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-26T09:48:51Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Lamas_LuisFernandodeOliveira_M.pdf: 7621400 bytes, checksum: 2a0dfa71de9030f941d4937ac201a02e (MD5) Previous issue date: 2014 / Resumo: A injeção de polímeros é uma técnica de recuperação melhorada de óleo que consiste da mistura de polímeros à água para aumentar sua viscosidade e diminuir a razão de mobilidade entre o fluido deslocante e o fluido deslocado. A menor razão de mobilidade resulta em um melhor varrido areal e retardamento da irupção do fluido injetado nos poços produtores. O objetivo deste trabalho é estudar o efeito da injeção de polímeros no espaçamento ideal entre os poços pois se a influência for grande, a decisão pela injeção de polímeros deve ser tomada nos primeiros estágios da vida do campo. Para isso, este trabalho compara estratégias selecionadas para injeção de água às selecionadas para injeção de polímeros e realiza um teste com simulações cruzadas, onde polímeros são injetados para a estratégia selecionada para água e água é injetada na estratégia selecionada para polímeros. Os resultados mostram que, para o caso estudado, a diferença entre os espaçamentos dos poços não é muito grande e que o controle dos parâmetros operacionais é suficiente para compensar possíveis vantagens devido a posições diferentes dos poços. Dessa forma, para o exemplo e condições testadas, o campo pode ser desenvolvido considerando injeção de água e a decisão pela injeção de polímeros pode ser tomada nos estágios posteriores da vida do campo / Abstract: The injection of polymers is an improved oil recovery technique which consists on the mixture of polymers to the water to increase its viscosity and reduce the mobility ratio between the displacing and the displaced injection fluids. This smaller mobility ratio results in a better sweep efficience and a delay in the breakthrough time. The objective of this work is to study the effect of the polymer injection in the ideal spacing among the wells once if the influence is important, the decision for injecting polymers should be taken in the earlier stages of the field life. This work consists on the comparison of production strategies considering water and polymer flooding and tests, a crossed simulations, where polymers are injected in the strategy selected for water, and water is injected in the strategy selected for polymers. The results show that for the studied case, the difference among the well spacing for both strategies is not very important, and the control of the operational parameters is enough to compensate possible advantages due to different perforation schemes. It means that the field can be developed considering water injection and the decision for polymer flooding can be taken in the later stages of the field economic life / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Osvair Vidal Trevisan / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica e Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-08-14T23:36:31Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Chicuta_AndreaMaiumi_M.pdf: 9556550 bytes, checksum: 8000d9d7bdfe26ea2ecd6564777de501 (MD5) Previous issue date: 2009 / Resumo: Este trabalho foca a recuperação melhorada de petróleo através da técnica conhecida como combustão in-situ. Ensaios experimentais foram realizados com óleo pesado de 12,8ºAPI procedente de um campo onshore no Brasil a fim de avaliar a influência da argila no meio poroso com saturações iniciais de óleo variando de 25 a 50%. O aparato experimental utilizado consiste em: sistema de injeção de fluido, tubo de combustão, sistema de produção de fluidos, sistema de análise gasosa e gasômetro, e sistema de aquisição e análise de dados. Os resultados experimentais obtidos mostram que o fenômeno da combustão é possível para o óleo e a rocha testados. Além disto, estes testes fornecem parâmetros importantes que indicam a ocorrência de reações de oxidação. A argila tem um papel fundamental na deposição de combustível e conseqüentemente na propagação da frente de combustão. Na ausência de argila no meio poroso a frente não foi sustentada, enquanto que na sua presença foi obtido um comportamento da frente de combustão estável. Já o aumento da saturação de óleo ocasionou um maior depósito de combustível. Temperaturas entre 457 à 501ºC foram obtidas na frente de combustão e fator de recuperação de óleo acima de 84%. Verificou-se que as velocidades da frente de combustão variaram entre 14,1 a 18,3 cm/h. Além disto, uma melhora na qualidade do óleo entre 3,2º a 8,4ºAPI foi observada no óleo produzido. Os parâmetros básicos da combustão - consumo de combustível, ar requerido, razão ar/combustível, razão atômica de H/C, utilização de O2 - obtidos durante os experimentos são favoráveis à implantação do método de combustão in-situ e devem servir de guia para o projeto piloto de campo. / Abstract: The present work refers to an experimental study on oil recovery by in-situ combustion. Experimental tests were performed with a heavy oil of 12.8ºAPI from a Brazilian onshore field with the main purpose to survey the influence of clay content in the reservoir rock with initial oil saturations ranging from 25 to 50%. A specific apparatus used can be described in: gas injection system, combustion tube, fluid production system, gas analysis system and control and data recording system. The results indicate that the in-situ combustion method is technically applicable to the rock-fluid system tested. Moreover, the tests were useful in providing the proper range of parameters for the oxidation reactions to occur. Clay has proved to play a key role on fuel deposition and, consequently, on propagation of the combustion front. In a clean sand rock medium, the combustion front was not self-sustained, while with its presence sustainable combustion reactions were achieved. And the increase in oil saturation resulted in a greater fuel deposition. Front peak temperatures were recorded in the range of 457 - 501 ºC for oil recovery factors greater than 84%. Results show combustion front velocities to span between 14.1 to 18.3 cm/h. Worth mentioning, upgradings of 3.2º to 8.4º API were observed in the produced oil. The basic combustion parameters - fuel consumption, air requirement, air-fuel ratio, atomic H/C ratio, oxygen utilization - obtained during the experiments are favorable to the implementation of insitu combustion and shall be used as a guide to the pilot project planned for the field. / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo