Made available in DSpace on 2014-12-17T14:08:46Z (GMT). No. of bitstreams: 1 PedroTPA_DISSERT.pdf: 2026522 bytes, checksum: 77beea38c42704a86dbc6a2648061f42 (MD5) Previous issue date: 2011-07-04 / Stimulation operations have with main objective restore or improve the productivity or injectivity rate in wells. Acidizing is one of the most important operations of well stimulation, consist in inject acid solutions in the formation under fracture formation pressure. Acidizing have like main purpose remove near wellbore damage, caused by drilling or workover operations, can be use in sandstones and in carbonate formations. A critical step in acidizing operation is the control of acid-formation reaction. The high kinetic rate of this reaction, promotes the consumed of the acid in region near well, causing that the acid treatment not achive the desired distance. In this way, the damage zone can not be bypassed. The main objective of this work was obtain stable systems resistant to the different conditions found in field application, evaluate the kinetic of calcite dissolution in microemulsion systems and simulate the injection of this systems by performing experiments in plugs. The systems were obtained from two non ionic surfactants, Unitol L90 and Renex 110, with sec-butanol and n-butanol like cosurfactants. The oily component of the microemlsion was xilene and kerosene. The acqueous component was a solution of HCl 15-26,1%. The results shown that the microemulsion systems obtained were stable to temperature until 100?C, high calcium concentrations, salinity until 35000 ppm and HCl concentrations until 25%. The time for calcite dissolution in microemulsion media was 14 times slower than in aqueous HCl 15%. The simulation in plugs showed that microemulsion systems promote a distributed flux and promoted longer channels. The permeability enhancement was between 177 - 890%. The results showed that the microemulsion systems obtained have potential to be applied in matrix acidizing / As opera??es de estimula??o s?o opera??es realizadas com a finalidade de restaurar ou melhorar o ?ndice de produ??o ou inje??o dos po?os. Dentre as opera??es de estimula??o, destaca-se a opera??o de acidifica??o, que consiste na inje??o de solu??es ?cidas na forma??o, com press?o abaixo da press?o de fratura da forma??o. A acidifica??o tem como principal objetivo remover danos causados nas etapas de perfura??o e/ou workover, podendo ser realizada tanto em arenitos quanto em carbonatos. Um dos pontos mais cr?ticos da opera??o de acidifica??o ? o controle da rea??o ?cido-rocha, pois a elevada velocidade da rea??o faz com que o ?cido seja todo consumido na regi?o pr?xima ao po?o, fazendo com que o tratamento ?cido n?o atinja a dist?ncia desejada. Dessa maneira, as regi?es com dano podem n?o ser ultrapassadas. Este trabalho teve como objetivo obter sistemas microemulsionados est?veis ?s diferentes condi??es encontradas no campo de aplica??o, avaliar a cin?tica de dissolu??o da calcita nesses sistemas, bem como, simular a inje??o desses sistemas realizando ensaios em plugues. Utilizaram-se sistemas microemulsionados obtidos a partir dos tensoativos Renex 110, Unitol L90 e o OMS (?leo de mamona saponificado). Foram utilizandos o sec-butanol e o n-butanol como cotensoativos. Como componentes org?nicos foram utilizados o xileno e o querosene e como componente aquoso foram utilizadas solu??es de HCl variando-se a concentra??o de 15-26,1%. Os resultados mostraram que os sistemas microemulsionados foram est?veis ? temperaturas de at? 100?C, ? concentra??es elevadas de c?lcio, ? salinidade de at? 35000 ppm e a concentra??es de HCl de at? 25%. A cin?tica de dissolu??o da calcita, ao utilizar os sistemas microemulsionados ?cidos, foi at? 14 vezes mais lenta quando comparada com a solu??o de HCl 15%. Os resultados da inje??o dos sistemas ?cidos mostraram que as microemuls?es favorecem um fluxo mais distribu?do com rela??o ao HCl 15%, bem como, formam canais mais longos, promovendo incrementos na permeabilidade dos plugues de 177 - 890%. Os resultados mostraram que os sistemas microemulsionados possuem potencial para aplica??o em opera??es de acidifica??o de po?os

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 2014-12-17T14:09:10Z (GMT). No. of bitstreams: 1 ClovisDF_TESE_partes_autorizadas.pdf: 2764652 bytes, checksum: e400922c312c00169022c2f987a6d8b7 (MD5) Previous issue date: 2010-08-13 / The development of oil wells drilling requires additional cares mainly if the drilling is in offshore ultra deep water with low overburden pressure gradients which cause low fracture gradients and, consequently, difficult the well drilling by the reduction of the operational window. To minimize, in the well planning phases, the difficulties faced by the drilling in those sceneries, indirect models are used to estimate fracture gradient that foresees approximate values for leakoff tests. These models generate curves of geopressures that allow detailed analysis of the pressure behavior for the whole well. Most of these models are based on the Terzaghi equation, just differentiating in the determination of the values of rock tension coefficient. This work proposes an alternative method for prediction of fracture pressure gradient based on a geometric correlation that relates the pressure gradients proportionally for a given depth and extrapolates it for the whole well depth, meaning that theses parameters vary in a fixed proportion. The model is based on the application of analytical proportion segments corresponding to the differential pressure related to the rock tension. The study shows that the proposed analytical proportion segments reaches values of fracture gradient with good agreement with those available for leakoff tests in the field area. The obtained results were compared with twelve different indirect models for fracture pressure gradient prediction based on the compacting effect. For this, a software was developed using Matlab language. The comparison was also made varying the water depth from zero (onshore wellbores) to 1500 meters. The leakoff tests are also used to compare the different methods including the one proposed in this work. The presented work gives good results for error analysis compared to other methods and, due to its simplicity, justify its possible application / O desenvolvimento da perfura??o de po?os de petr?leo requer cuidados adicionais principalmente se a perfura??o for mar?tima em l?mina d ?gua ultraprofunda, o que levam a baixos gradientes de sobrecarga, ocasionando baixos gradientes de fratura e, conseq?entemente, dificultando as opera??es de perfura??o pela redu??o da janela operacional. Para minimizar as dificuldades enfrentadas pela perfura??o nesses cen?rios, na fase de planejamento, s?o utilizados modelos indiretos para estimativa do gradiente de fratura, que podem prev? valores aproximados dos testes de absor??o. Esses modelos geram perfis de geopress?o que permitem a an?lise detalhada do comportamento das press?es em todo o intervalo do po?o. A maioria dos modelos tem como base a equa??o de Terzaghi, diferenciando apenas na determina??o dos valores do coeficiente de tens?o da matriz da rocha. Este trabalho prop?e uma forma alternativa diferente, para se estimar o gradiente de fratura, por meio de uma correla??o geom?trica que relaciona proporcionalmente os gradientes de press?o para cada profundidade em todo o intervalo do po?o. As grandezas envolvidas variam em uma mesma propor??o em todo intervalo do po?o. O modelo baseia-se na aplica??o da propor??o ?urea do segmento sobre o diferencial de press?o correspondente ? tens?o da matriz. O estudo mostra que a propor??o ?urea encontra valores de gradiente de fratura com grande aproxima??o dos valores de testes de absor??o dispon?veis da ?rea. Os resultados obtidos foram comparados com doze modelos indiretos distintos que estimam gradiente de fratura baseados no efeito da compacta??o. Para isto, um programa em linguagem Matlab foi desenvolvido. A compara??o tamb?m foi feita com a varia??o de l?minas d ?gua variando de zero (para po?os terrestres, por exemplo) a 1500 m. A medida da precis?o para avalia??o de cada m?todo toma como referencial os valores de testes de absor??o e ? feita atrav?s do erro relativo percentual. A precis?o mostrada nos valores apresentados na an?lise de erro e a forma bastante simples do modelo proposto mostram que ? justific?vel a sua aplica??o

Made available in DSpace on 2014-12-17T14:09:15Z (GMT). No. of bitstreams: 1 GustavoHVPP_TESE.pdf: 1614621 bytes, checksum: 41665985b97dd379d0430f1b97b534b6 (MD5) Previous issue date: 2012-12-17 / Many challenges have been presented in petroleum industry. One of them is the preventing of fluids influx during drilling and cementing. Gas migration can occur as result of pressure imbalance inside the well when well pressure becomes lower than gas zone pressure and in cementing operation this occurs during cement slurry transition period (solid to fluid). In this work it was developed a methodology to evaluate gas migration during drilling and cementing operations. It was considered gel strength concept and through experimental tests determined gas migration initial time. A mechanistic model was developed to obtain equation that evaluates bubble displacement through the fluid while it gels. Being a time-dependant behavior, dynamic rheological measurements were made to evaluate viscosity along the time. For drilling fluids analyzed it was verified that it is desirable fast and non-progressive gelation in order to reduce gas migration without affect operational window (difference between pore and fracture pressure). For cement slurries analyzed, the most appropriate is that remains fluid for more time below critical gel strength, maintaining hydrostatic pressure above gas zone pressure, and after that gels quickly, reducing gas migration. The model developed simulates previously operational conditions and allow changes in operational and fluids design to obtain a safer condition for well construction / Muitos desafios t?m sido apresentados na constru??o de po?os, dentre eles o de evitar o influxo de fluidos durante a perfura??o e cimenta??o. A migra??o de g?s ? resultante do desequil?brio de press?es dentro do po?o, quando a press?o do po?o se torna menor que a da zona contendo o g?s, e na cimenta??o isso ocorre durante o per?odo de transi??o da pasta (de fluido para s?lido). Nesse trabalho foi desenvolvida uma metodologia para avaliar a criticidade da migra??o de g?s durante a perfura??o e opera??es de cimenta??o de po?os. Foi considerado o conceito de for?a gel e atrav?s de ensaios experimentais, determinado o tempo inicial da migra??o de g?s. Foi desenvolvido um modelo mecanicista para obter a equa??o que avalia o deslocamento da bolha atrav?s dos fluidos enquanto eles gelificam. Por ser um comportamento dependente do tempo, foram feitos ensaios reol?gicos din?micos de viscosidade em fun??o do tempo. Para os fluidos de perfura??o analisados verificou-se que ? desej?vel que possuam uma gelifica??o r?pida e n?o progressiva de forma a reduzir a migra??o de g?s sem comprometer a janela operacional (diferen?a entre press?o de poros e fratura). Para as pastas analisadas verificou-se que a mais adequada ? a que se mant?m fluida por mais tempo abaixo do valor do gel cr?tico, mantendo a press?o hidrost?tica acima da press?o da zona de g?s, e ao atingir esse valor, gelifique rapidamente, reduzindo a migra??o de g?s. O modelo permite simular previamente as condi??es operacionais e propor mudan?as no projeto da opera??o e dos fluidos de forma a obter a condi??o mais segura para a constru??o do po?o

Submitted by Automa??o e Estat?stica (sst@bczm.ufrn.br) on 2016-07-11T17:35:18Z No. of bitstreams: 1 MirellaLopesDaRocha_DISSERT.pdf: 4193744 bytes, checksum: f2fd7a25cfa4b47013fb029c75d748a3 (MD5) / Approved for entry into archive by Arlan Eloi Leite Silva (eloihistoriador@yahoo.com.br) on 2016-07-18T17:12:19Z (GMT) No. of bitstreams: 1 MirellaLopesDaRocha_DISSERT.pdf: 4193744 bytes, checksum: f2fd7a25cfa4b47013fb029c75d748a3 (MD5) / Made available in DSpace on 2016-07-18T17:12:19Z (GMT). No. of bitstreams: 1 MirellaLopesDaRocha_DISSERT.pdf: 4193744 bytes, checksum: f2fd7a25cfa4b47013fb029c75d748a3 (MD5) Previous issue date: 2016-02-22 / Com um n?mero crescente de campos maduros, a recupera??o de ?leo pesado tem se apresentado um dos grandes desafios do setor petrol?fero. O Nordeste Brasileiro, por exemplo, possui in?meros reservat?rio de ?leo pesado que possam vir a ser explorados com a utiliza??o de m?todos t?rmicos. Dentre os tipos de m?todos utilizados para ?leos pesados, destaca-se o m?todo da combust?o in-situ, uma t?cnica no qual o calor ? produzido dentro do reservat?rio, diferente da inje??o de fluido aquecido em que o calor ? gerado na superf?cie e transportado para o reservat?rio. Neste tipo de processo, ? comum utilizar po?os verticais como injetores e produtores. Contudo, m?todos que utilizam po?os horizontais como produtores de ?leo s?o cada vez mais estudados devido ? maior ?rea de contato entre a forma??o e a frente de combust?o. Sendo assim, o objetivo principal do presente trabalho foi estudar as diferentes configura??es de po?os (CIS, THAITM e CAGD) no processo de combust?o in-situ, na recupera??o de ?leo, utilizando um reservat?rio semissint?tico com caracter?sticas do Nordeste Brasileiro. 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. O processo de drenagem de ?leo por diferencial gravitacional assistida com combust?o (CAGD) ? um sistema integrado, nesta configura??o o po?o injetor horizontal ? perfurado na parte superior de forma??o,com um po?o horizontal produtor na se??o inferior. 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). Foi realizada uma an?lise da vaz?o de inje??o de ar e verificou-se que cada m?todo possu?a um limite m?ximo de inje??o para o modelo base, mostrando que passando desse limite de inje??o de ar, havia redu??o da produ??o acumulada de ?leo. Foram realizadas an?lises dos par?metros operacionais: vaz?es de inje??o, configura??o e completa??o dos po?os. Na an?lise de sensibilidade foi encontrado que a vaz?o de inje??o de ar apresentou maior influ?ncia no m?todo THAI, j? no m?todo CIS a completa??o dos po?os foi o par?metro mais influente e no CAGD a configura??o de po?os foi o que apresentou maior influ?ncia na fra??o recuperada. Os resultados econ?micos mostraram que o melhor caso obtido foi o m?todo CAGD,pois, apesar de possuir maior custo inicial, foi o que apresentou melhor retorno financeiro quando comparado com os melhores casos do CIS e THAI. / With an increasing number of mature fields, heavy oil recovery has performed one of the great challenges of the oil industry. The Brazilian Northeast, for example, has numerous heavy oil reservoirs are explored with the use of thermal methods. Among the types of methods used for heavy oil, there is the method of in-situ combustion, a technique in which heat is produced within the container, unlike the injection of heated fluid when the heat is generated at the surface and transported to the reservoir. In this type of process, it is common to use vertical wells as injectors and producers. However, methods which use horizontal wells like oil producers are increasingly studied because of greater contact area between the formation and combustion front. Thus, the main objective of this work was to study the different configurations of wells (CIS THAITM and CAGD) in the process of in-situ combustion in oil recovery using a semi-synthetic tank with Brazilian Northeast features. 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 such as oil producers, keeping vertical injection wells for injecting air. The oil drain process by differential gravitational assisted with combustion (CAGD) is an integrated, in this configuration the horizontal injector well is drilled at the top formation with a horizontal production well in the lower section. The simulations were performed in a commercial program of thermal processes, called "STARS" (Steam, Thermal, and Advanced Processes Reservoir Simulator), the company CMG (Computer Modelling Group). An analysis of the air flow injection was performed and it was found that each method had a maximum injection to the base model, a show that through this air injection limit was reduced cumulative production of oil. Analyses of operating parameters were used: injection flow, configuration and completion of wells. In the sensitivity analysis we found that the air injection flow showed greater influence on THAI method, since the CIS method the completion of the wells was the most influential parameter and CAGD configuration wells showed the greatest influence in the recovered fraction. The economic results have shown that the best case obtained in CAGD method because, despite having higher initial cost showed the best financial return compared to the best cases the CIS and THAI.

Made available in DSpace on 2014-12-17T14:55:06Z (GMT). No. of bitstreams: 1 IvanovitchMDS.pdf: 411979 bytes, checksum: a431957d3dc2eb80548829e8010ed589 (MD5) Previous issue date: 2008-10-10 / Coordena??o de Aperfei?oamento de Pessoal de N?vel Superior / The greater part of monitoring onshore Oil and Gas environment currently are based on wireless solutions. However, these solutions have a technological configuration that are out-of-date, mainly because analog radios and inefficient communication topologies are used. On the other hand, solutions based in digital radios can provide more efficient solutions related to energy consumption, security and fault tolerance. Thus, this paper evaluated if the Wireless Sensor Network, communication technology based on digital radios, are adequate to monitoring Oil and Gas onshore wells. Percent of packets transmitted with successful, energy consumption, communication delay and routing techniques applied to a mesh topology will be used as metrics to validate the proposal in the different routing techniques through network simulation tool NS-2 / Grande parte do monitoramento de po?os petrol?feros terrestres realizados atualmente est? baseado em solu??es sem fio (wireless). Todavia, essas solu??es apresentam uma configura??o defasada tecnologicamente na medida em que s?o utilizados r?dios anal?gicos e topologias de comunica??o ineficientes. Por outro lado, tecnologias que adotam r?dios digitais podem proporcionar solu??es mais eficientes relacionadas com o consumo de energia, seguran?a e toler?ncia a falhas. O trabalho investiga se as Redes de Sensores Sem Fio, tecnologia de comunica??o que utiliza r?dios digitais, s?o adequadas para o monitoramento de po?os petrol?feros terrestres. Porcentagem de pacotes entregues com sucesso, consumo de energia, atrasos de comunica??o e t?cnicas de roteamento para uma topologia em malha s?o as m?tricas usadas para validar a proposta atrav?s da ferramenta de simula??o NS-2

Made available in DSpace on 2014-12-17T14:55:13Z (GMT). No. of bitstreams: 1 JaimeBF_capa_ate_pag_19.pdf: 7962172 bytes, checksum: 45237e67ab4c644a9513e54fd4865fb5 (MD5) Previous issue date: 2002-12-10 / The present work presents an algorithm proposal, which aims for controlling and improving idle time to be applied in oil production wells equipped with beam pump. The algorithm was totally designed based on existing papers and data acquired from two Potiguar Basin pilot wells. Oil engineering concepts such as submergence, pump off, Basic Sediments and Water (BSW), Inflow Performance Relationship (IPR), reservo ir pressure, inflow pressure, among others, were included into the algorithm through a mathematical treatment developed from a typical well and then extended to the general cases. The optimization will increase the well production potential maximum utilization having the smallest number of pumping unit cycles directly reflecting on operational cost and electricity consumption reduction / O presente trabalho apresenta proposta de um algoritmo que objetiva o controle e a otimiza??o do tempo de espera a ser aplicado em po?os de produ??o de petr?leo equipados com bombeio mec?nico. O algoritmo foi totalmente elaborado atrav?s de subs?dios da literatura existente e de dados coletados de dois po?os pilotos de campos de petr?leo da ?rea terrestre da Bacia Potiguar. Conceitos de engenharia de petr?leo tais como submerg?ncia, pancada de fluido, Basic Sediments and Water (BSW), lnflow Performance Relationship (IPR), press?o do reservat?rio, press?o em fluxo, entre outros, foram incorporados ao algoritmo por um tratamento matem?tico desenvolvido a partir de um po?o t?pico, para da? ser estendido aos casos gerais. A otimiza??o favorecer? o aproveitamento m?ximo do potencial de produ??o do po?o com o menor n?mero de ciclos da unidade de bombeio, refletindo diretamente na redu??o de custos operacionais e do consumo de energia el?trica

Made available in DSpace on 2014-12-17T15:14:49Z (GMT). No. of bitstreams: 1 MarcosVCH.pdf: 1081715 bytes, checksum: 194f968e19e6c2adfbeeda208e354778 (MD5) Previous issue date: 2008-02-15 / Coordena??o de Aperfei?oamento de Pessoal de N?vel Superior / Este trabalho introduz an?lises de processos estoc?sticos, em especial o movimento Browniano fracion?rio (MBF), visando principalmente aplica??es aos perfis de po?os de petr?leo. Uma introdu??o te?rica aos fractais e ao MBF ? abordada nas primeiras se??es. A teoria das ondaletas ? a ferramenta matem?tica usada para o estudo da auto-similaridade desses processos, explorando as facilidades que ela proporciona para se trabalhar com multirresolu??o. Algoritmos pr?ticos e r?pidos de decomposi??o em ondaletas s?o revisados. Uma an?lise estatoc?tica com base nas ondaletas ? exposta para a caracteriza??o dos processos, de acordo com seus comportamentos de interdepend?ncia em longo e pequeno alcance. Tamb?m ? abordada a s?ntese dos processos MBF, como ponto explicativo para fornecer uma melhor vis?o sobre a estrutura desses processos. Na ?ltima se??o, as ferramentas introduzidas s?o aplicadas, numa tentativa de caracterizar perfis de po?os, levando em conta suas propriedades estat?sticas. H? tamb?m uma breve exposi??o de como as ondaletas podem ajudar na identifica??o de zonas e camadas geol?gicas

Submitted by Automa??o e Estat?stica (sst@bczm.ufrn.br) on 2017-01-03T18:22:02Z No. of bitstreams: 1 MailonAguimarDeLima_DISSERT.pdf: 3743613 bytes, checksum: 911a3282aa7d96570ceed7a71f46c803 (MD5) / Approved for entry into archive by Arlan Eloi Leite Silva (eloihistoriador@yahoo.com.br) on 2017-01-04T20:51:24Z (GMT) No. of bitstreams: 1 MailonAguimarDeLima_DISSERT.pdf: 3743613 bytes, checksum: 911a3282aa7d96570ceed7a71f46c803 (MD5) / Made available in DSpace on 2017-01-04T20:51:24Z (GMT). No. of bitstreams: 1 MailonAguimarDeLima_DISSERT.pdf: 3743613 bytes, checksum: 911a3282aa7d96570ceed7a71f46c803 (MD5) Previous issue date: 2016-01-29 / Conselho Nacional de Desenvolvimento Cient?fico e Tecnol?gico (CNPq) / Atualmente, estima-se que a produ??o mundial de algod?o atinja uma marca superior a 26 milh?es de toneladas. Destas, cerca de 8% torna-se res?duo, o qual ? descartado de maneira inapropriada, resultando em problemas ambientais. Neste contexto, estudos visando o reaproveitamento destes res?duos, tornam-se vi?veis tanto no contexto ambiental, quanto no contexto econ?mico. Assim, o objetivo deste trabalho ? de avaliar a influ?ncia da adi??o de diferentes teores e tamanhos de res?duo de fibra de algod?o gerado a partir do processo de lixamento: res?duo cru e funcionalizado, como material de refor?o em matrizes de cimento CPP Classe Especial para po?os de petr?leo. A funcionaliza??o da fibra foi feita com o polieletr?lito poli dialil dimetil am?nio (PDDACl), atrav?s da imer??o desta em solu??o contendo 5% em massa de PDDACl com rela??o a massa do res?duo, a 70?C por 30 minutos. O material foi filtrado e secado em estufa. Foram realizados ensaios de TGA/DSC, FTIR, MEV e DRX para caracterizar a fibra crua e funcionalizada, al?m do emprego da t?cnica de colorimetria para aferir a efetiva funcionaliza??o da fibra. Avaliou-se tamb?m a resist?ncia da fibra ao meio alcalino simulando o pH da pasta de cimento. Testes de resist?ncia ? tra??o por compress?o diametral foram executados com o objetivo de avaliar a intera??o do res?duo com a matriz.Utilizou-se o ensaio de resist?ncia ? tra??o por compress?o diametral (TCD) para avaliar o efeito das fibras no comportamento mec?nico da matriz de cimento. Avaliou-se o tipo da fibra: crua ou funcionalizada; concentra??o: 0,5 e 1,0% e granulometria: grosso (retido em 14 mesh) e fino (passante em 28 mesh) em matrizes de cimento com 7 dias de cura. A caracteriza??o apontou que o res?duo ? constitu?do quase que exclusivamente por celulose, al?m de ser altamente resistente ao meio alcalino. An?lises colorim?tricas, ap?s tingimento e lavagem do res?duo, e Imagens SEM, demonstraram que o PDDACl aderiu-se de fato ? superf?cie do res?duo por adsor??o f?sica. Os resultados dos ensaios de TCD apontam que o ganho de resist?ncia ? proporcional a concentra??o de res?duo celul?sico utilizado. O res?duo de menor tamanho tamb?m apresentou melhores resultados. Para o res?duo funcionalizado, o teor de 0,5% resultou em perda das propriedades mec?nicas, em contrapartida, o uso de 1% do res?duo funcionalizado apresentou os melhores resultados. / Currently, is estimated that world?s cotton production reaches a top brand up to 26 million tons. Of these, about 8% becomes waste, which is disposed improperly, resulting in environmental problems. In this context, studies aiming the reutilization of this waste, become viable both in the environmental context as in economic context. So the aim of this study is to evaluate the influence of the addition of different contents and sizes of cotton fiber waste generated from the sanding process: raw and functionalized waste, as reinforcement material in cement matrices CPP Special Class for oil wells. The fiber functionalization was made with the polyelectrolyte poly diallyl dimethyl ammonium (PDDACl) by imer??o the waste in a solution containing 5% of PDDACl by mass of fiber, at 70 ?C, for 30 minutes. The material was filtered and dried in an oven. TGA/DSC, FTIR, SEM and DRX analysis were performed to characterize the raw and functionalized fiber. Colorimetry techinique was also employed for measuring the effective functionalization of the fiber. Also, the waste's resistance to alkaline medium was evaluated. The splitting tension test (TCD) was used to evaluate the effect of the fiber on the mechanical behavior of the cement matrix.Fiber type: raw and functionalized; concentration: 0,5 and 1% and particle size: large (retained in 14 mesh sieve) and thin (through 28 mesh sieve) were evaluated in cement matrices with 7 days of setting time. The characterization showed that the residue consists almost exclusively of cellulose, as well as being highly resistant to alkaline environment. Colorimetric analysis after dyeing and washing of the residue, and SEM images showed that the PDDACl indeed adhered to the surface of the residue by physical adsorption. The results of the TCD tests indicate that resistance increases is proportional to the concentration of cellulosic waste used. The smaller residue also showed better results. For the functionalized residue, content of 0.5% resulted in a reduction of the mechanical properties, however, the use of 1% of functionalized residue showed the best results. The functionalized cotton fiber waste originating from the sanding process shows great potential for application in cement pastes for wells cementing, in view of the significant increase in splitting tension strength, even with a low content of the waste.

Submitted by Automa??o e Estat?stica (sst@bczm.ufrn.br) on 2017-02-10T16:44:40Z No. of bitstreams: 1 GlydianneMaraDiogenesFernandes_TESE.pdf: 3862064 bytes, checksum: fefa5eff9a9888901a0fc8b23ab2f361 (MD5) / Approved for entry into archive by Arlan Eloi Leite Silva (eloihistoriador@yahoo.com.br) on 2017-02-10T21:36:27Z (GMT) No. of bitstreams: 1 GlydianneMaraDiogenesFernandes_TESE.pdf: 3862064 bytes, checksum: fefa5eff9a9888901a0fc8b23ab2f361 (MD5) / Made available in DSpace on 2017-02-10T21:36:27Z (GMT). No. of bitstreams: 1 GlydianneMaraDiogenesFernandes_TESE.pdf: 3862064 bytes, checksum: fefa5eff9a9888901a0fc8b23ab2f361 (MD5) Previous issue date: 2016-09-02 / As novas tecnologias que utilizam a recupera??o avan?ada de petr?leo surgiram da necessidade de se retirar o ?leo que ainda permanece no reservat?rio ap?s a recupera??o prim?ria. O objetivo desses m?todos ? elevar o fator de recupera??o do ?leo. Dessa forma, alguns projetos passam a se tornar vi?veis economicamente quando se utilizam esses m?todos. Os m?todos t?rmicos, dentre eles a inje??o de vapor, promovem a recupera??o do ?leo atrav?s da inser??o de energia t?rmica dentro do reservat?rio. O aumento da temperatura faz com que o ?leo tenha a sua viscosidade reduzida, aumentando assim, seu deslocamento em dire??o aos po?os de produ??o. O processo de drenagem gravitacional assistida por vapor (SAGD) ? um m?todo avan?ado de recupera??o. Sua configura??o apresenta dois po?os horizontais paralelos, um acima do outro. O vapor ? injetado de forma cont?nua ao longo do po?o injetor, em seguida forma-se uma c?mara de vapor que cresce at? encontrar os limites do reservat?rio. Este ?leo tem, ent?o, sua viscosidade reduzida e, pela a??o das for?as gravitacionais, ? drenado em dire??o ao po?o produtor. Neste contexto, esta pesquisa teve como objetivo realizar um estudo de diferentes configura??es de po?os injetores no processo SAGD, considerando os efeitos das perdas de carga e calor no po?o injetor em reservat?rios do nordeste brasileiro. Um planejamento fatorial foi utilizado para verificar a influ?ncia dos par?metros estudados no fator de recupera??o. Foi realizada tamb?m uma an?lise t?cnico econ?mica das configura??es dos po?os injetores com a finalidade de analisar a rentabilidade dos projetos estudados. Para a realiza??o das simula??es num?ricas foi utilizado o simulador t?rmico STARS da CMG (Computer Modelling Group). Os resultados mostraram que os po?os injetores inclinados apresentaram uma menor produ??o em rela??o ? configura??o com po?os horizontais. A configura??o com po?os injetores deslocados em rela??o ao po?o produtor (W-SAGD), para vaz?es de inje??o a partir de 100 ton/dia, levou a forma??o de uma c?mara de vapor maior e mais eficiente. Foi observado tamb?m que a utiliza??o de po?os injetores verticais (V-SAGD), para maiores vaz?es de inje??o de vapor, apresentou uma produ??o acumulada de ?leo menor, por?m, similar ao SAGD com po?o injetor horizontal. Na an?lise econ?mica, o modelo SAGD apresentou os maiores VPLs. / New technologies that use the enhanced oil recovery emerged the need to remove the oil that remains in the reservoir after primary recovery. The goal of these methods is to increase the oil recovery factor. Thus, some projects start to become economically viable when using these methods. The thermal methods, including steam injection, promote the recovery of oil through the thermal energy within the insert reservoir. The increased temperature causes the oil to have its viscosity reduced, thereby increasing its speed towards the production wells. The steam assisted gravity drainage process (SAGD) is an advanced method of recovery. Its configuration has two parallel horizontal wells, one above the other. The steam is injected continuously during the injection well, and then forms a steam chamber which grows to find the limits of the reservoir. This oil is then reduced its viscosity and, by the action of gravitational forces, it is drained toward the producing well. In this context, this study aimed to carry out a study of different configurations of injection wells in SAGD process, considering the effects of load loss and heat in the injection well in the Brazilian northeast reservoirs. A factorial design was used to investigate the influence of the parameters studied in the recovery factor. It also performed an economic analysis of the technical settings of injection wells in order to analyze the profitability of the projects studied. To perform the numerical simulations we used the thermal simulator CMG STARS (Computer Modelling Group). The results showed that the inclined injection wells had a lower production compared to the configuration with horizontal wells. A setting producer injectors offset from the well (W-SAGD) for injection flowrates from 100 ton/day, led to the formation of a vapor chamber larger and more efficient. It was also observed that the use of vertical injection wells (VSAGD), for larger flowrates, showed a lower cumulative production of oil, however, similar to SAGD injector well horizontally. In the economic analysis, the SAGD model showed the highest NPVs.