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

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

Made available in DSpace on 2014-12-17T15:55:07Z (GMT). No. of bitstreams: 1 ElinezSR.pdf: 299868 bytes, checksum: 47e2650d60f498f92bb0e2b7cf14cbca (MD5) Previous issue date: 2006-08-28 / Coordena??o de Aperfei?oamento de Pessoal de N?vel Superior / Intensive production of til?pias, in cages or net tanks, has been proposed as an alternative to increase fish production, that would generate income and offer animal protein in different tropical and subtropical countries. However, this system of production enriches the aquatic environment with nutrients, principally nitrogen and phosphor derived from the dejections of the metabolism of food and eventual food surpluses consumed by the fishes; the alimentation of the fishes in this production modality is dependent on fish food. The emission of these nutritions in levels above the limit that the system is capable metabolize can provoke a phenomenon called eutrofization, putting in risk the quality of water for public and for fish production activities. In this context the work had as a goal to evaluate the tr?fico state of the four reservoirs for intensive production of tilapias in net-tanks, in other words, he maximum fish production that the reservoirs are able to hold, keeping the desired quantity of nutrient concentrations in water for public use. The results of the four ecosystems in the Boqueir?o de Parelhas reservoir showed that it s possible to have an intensive production of tilapias in net tanks, in this environment the annual average concentration of phosphor, was below the considered critical limits to deflagrate the process of eutrofization in semi-arid regions. The carrying capacity of the Boqueir?o de Parelhas reservoir depends on the conversion of the feeding facts and phosphor content in the food but it should vary between 100 and 300 tons per year over a variation in the conversion feeding factor of 1,7 to 2,0:1 and a variation in the P in the food of 0,7 to 0,9% / O cultivo intensivo de til?pias, em gaiolas ou tanques-rede, tem sido proposto como uma alternativa para aumentar a produ??o pesqueira, a gera??o de renda e a oferta de prote?na animal em diversos pa?ses tropicais e subtropicais. No entanto, esse sistema de produ??o enriquece o ambiente aqu?tico com nutrientes, principalmente o nitrog?nio e o f?sforo, oriundos dos dejetos do metabolismo do alimento e com eventuais sobras de alimentos n?o consumidos pelos peixes; uma vez que a alimenta??o dos peixes nessa modalidade de cultivo ? extremamente dependente do aporte de ra??o. A emiss?o desses nutrientes em n?veis acima do limite que o sistema ? capaz de metabolizar pode provocar o fen?meno da eutrofiza??o, comprometendo a qualidade da ?gua do manancial para o abastecimento p?blico e para a pr?pria atividade de piscicultura. Diante deste contexto, este trabalho teve como objetivo avaliar o estado tr?fico de quatro reservat?rios em uma regi?o semi-?rida tropical e estimar a capacidade de suporte dos reservat?rios para o cultivo intensivo de til?pias em tanques-rede, ou seja, a produ??o m?xima de peixes que os reservat?rios s?o capazes de sustentar mantendo as concentra??es de nutrientes na ?gua dentro dos limites considerados desej?veis para reservat?rios destinados ao abastecimento p?blico. Os resultados demonstram que dos quatro ecossistemas estudados, apenas no reservat?rio de Boqueir?o de Parelhas ? poss?vel o cultivo intensivo de til?pias em tanques-redes, uma vez que neste ambiente a concentra??o m?dia anual de f?sforo, esteve abaixo do limite considerado cr?tico para deflagrar o processo de eutrofiza??o em reservat?rios de regi?es semi-?ridas. A capacidade de suporte do reservat?rio Boqueir?o de Parelhas depende do fator de convers?o alimentar do peixe e do conte?do de f?sforo na ra??o mas deve variar entre cerca de 100 e 300 toneladas de peixe por ano assumindo uma varia??o no fator de convers?o alimentar de 1,7 a 2,0:1 e uma varia??o no conte?do de P na ra??o de 0,7 a 0,9%

Made available in DSpace on 2015-03-12T11:47:58Z (GMT). No. of bitstreams: 1 ElinezSR_TESE.pdf: 1138025 bytes, checksum: 344a1e74fd6b942b9e479821ac43ff43 (MD5) Previous issue date: 2014-07-12 / Coordena??o de Aperfei?oamento de Pessoal de N?vel Superior / Ecossistemas aqu?ticos recebem elevada quantidade de subs?dios energ?ticos provenientes de fontes al?ctones de detritos e nutrientes. O objetivo deste estudo foi investigar como tais subs?dios interagem com peixes on?voros e afetam a estrutura e din?mica tr?fica de ecossistemas lacustres tropicais. Os efeitos do aporte de detritos al?ctones e da onivoria por peixes filtradores sobre a regula??o das comunidades planct?nicas foram investigados atrav?s de um experimento em 24 mesocosmos, com delineamento fatorial 2x2, onde dois n?veis de detritos (com ou sem aporte) foram combinados com dois n?veis de peixes (presen?a ou aus?ncia) e a resposta do pl?ncton aos tratamentos foi monitorada. Os resultados desse experimento mostram que o aporte de detritos aumentou a concentra??o de nutrientes al?m da biomassa de algas e invertebrados planct?nicos atrav?s da eutrofiza??o dos mesocosmos. No entanto, o efeito positivo do aporte de detritos sobre a biomassa zooplanct?nica foi mais forte na aus?ncia de peixes filtradores. Por outro lado, a presen?a de peixes filtradores reduziu a biomassa zooplanct?nica atrav?s da preda??o e aumentou a biomassa de algas, aparentemente atrav?s da ciclagem de nutrientes. Os efeitos do aporte de nutrientes sobre a estrutura tr?fica dos ecossistemas foi investigada atrav?s da an?lise comparativa de um reservat?rio eutr?fico e outro mesotr?fico, de onde foram amostrados indiv?duos de 13 esp?cies de peixes e seus principais itens alimentares para a an?lise de is?topos est?veis de carbono e nitrog?nio. Os resultados demonstram que a posi??o tr?fica dos peixes foi em geral menor no reservat?rio eutr?fico do que no reservat?rio mesotr?fico. Al?m disso, os resultados de um modelo de mistura sugerem que as fontes pel?gicas de carbono para os peixes foram mais importantes do que as fontes bent?nicas-litor?neas, principalmente no reservat?rio eutr?fico. Portanto, subs?dios al?ctones de detritos e 12 nutrientes alteram a estrutura tr?fica dos ecossistemas lacustres com importantes implica??es para a din?mica desses ecossistemas

Submitted by Automa??o e Estat?stica (sst@bczm.ufrn.br) on 2016-04-26T19:29:13Z No. of bitstreams: 1 LuanaLyraDeAlmeida_DISSERT.pdf: 8415023 bytes, checksum: f6775ed2d77ccbdd7c26ebd6527818ae (MD5) / Approved for entry into archive by Arlan Eloi Leite Silva (eloihistoriador@yahoo.com.br) on 2016-04-29T00:04:32Z (GMT) No. of bitstreams: 1 LuanaLyraDeAlmeida_DISSERT.pdf: 8415023 bytes, checksum: f6775ed2d77ccbdd7c26ebd6527818ae (MD5) / Made available in DSpace on 2016-04-29T00:04:32Z (GMT). No. of bitstreams: 1 LuanaLyraDeAlmeida_DISSERT.pdf: 8415023 bytes, checksum: f6775ed2d77ccbdd7c26ebd6527818ae (MD5) Previous issue date: 2015-06-29 / Apesar do aumento da conscientiza??o da sociedade com rela??o aos danos causados ao meio ambiente decorrentes da utiliza??o de combust?veis f?sseis, o petr?leo dever? ocupar uma posi??o relevante na matriz energ?tica mundial e nacional durante muito tempo. No Brasil em 2050 aproximadamente 50,6% da matriz energ?tica ainda ser? composta por petr?leo, derivados e g?s natural. Com o aumento do grau de explota??o dos campos ao redor do mundo, estudos sobre novas tecnologias que proporcionem o aumento do fator de recupera??o e da rentabilidade dos campos de petr?leo s?o cada vez mais necess?rios. Aproximadamente 0,3 x 1012 m? de ?leo leve e m?dio dever?o permanecer nos reservat?rios ao redor do mundo ap?s a recupera??o secund?ria. Os m?todos de EOR (Enhanced Oil Recovery) s?o aplicados nesta fase de produ??o do campo, objetivando mobilizar o ?leo residual. Tipicamente, o ?leo residual representa de 60% a 90% de todo o ?leo remanescente, enquanto os outros 40% a 10% permanecem nas ?reas n?o varridas do reservat?rio. O m?todo de inje??o de solu??o polim?rica em reservat?rios de petr?leo objetiva a corre??o da raz?o de mobilidades ?gua/?leo e incremento da efici?ncia de varrido do ?leo. O m?todo de inje??o da solu??o ASP objetiva al?m do incremento da efici?ncia de varrido, a mobiliza??o de ?leo residual atrav?s da redu??o da tens?o interfacial entre a ?gua e o ?leo, com incremento da efici?ncia de deslocamento. Neste estudo, estes dois m?todos foram avaliados em reservat?rios portadores de ?leo m?dio, em avan?ado est?gio de inje??o de ?gua. Um modelo homog?neo de reservat?rio foi submetido a 3 anos de produ??o prim?ria e posteriormente a 20 anos de inje??o de ?gua, a partir deste ponto foram selecionadas 3 varia??es deste modelo para o estudo das t?cnicas de inje??o de pol?mero e de solu??o ASP. As simula??es de fluxo foram realizadas atrav?s de um simulador num?rico com suporte para m?todos qu?micos. Os resultados para o processo de inje??o de pol?mero mostraram pequenas varia??es com rela??o ? inje??o de ?gua, em termos de fator de recupera??o do ?leo e redu??o do corte de ?gua produzida. Foi observado que o processo cumpriu com o objetivo da corre??o da raz?o de mobilidades ?gua/?leo, entretanto as baixas injetividades obtidas comprometeram os resultados do m?todo. J? a aplica??o do processo de inje??o da solu??o ASP, nos dois reservat?rios de melhor condi??o permoporosa, mostrou incrementos nos fatores de recupera??o de 30,7% e 25,2% em rela??o ? inje??o de ?gua, al?m da queda no corte de ?gua produzida de 8,1% e 11,4%. Para o reservat?rio de condi??es permoporosas ruins, o m?todo foi comprometido pelas baixas injetividades obtidas e trouxe fatores de recupera??o do ?leo mais baixos que a inje??o de ?gua. Foi poss?vel observar que o processo cumpriu com os objetivos de melhora nas efici?ncias de varrido e de deslocamento do ?leo nas ?reas atingidas pelo banco de inje??o para os tr?s reservat?rios estudados.

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

Made available in DSpace on 2014-12-17T15:01:45Z (GMT). No. of bitstreams: 1 JennysLMB.pdf: 3002293 bytes, checksum: 3b71773a14bee418fd80243a633d0cc8 (MD5) Previous issue date: 2008-02-22 / Steam assisted gravity drainage process (SAGD) involves two parallel horizontal wells located in a same vertical plane, where the top well is used as steam injector and the bottom well as producer. The dominant force in this process is gravitational. This improved oil recovery method has been demonstrated to be economically viable in commercial projects of oil recovery for heavy and extra heavy oil, but it is not yet implemented in Brazil. The study of this technology in reservoirs with characteristics of regional basins is necessary in order to analyze if this process can be used, minimizing the steam rate demand and improving the process profitability. In this study, a homogeneous reservoir was modeled with characteristics of Brazilian Northeast reservoirs. Simulations were accomplished with STARS , a commercial software from Computer Modelling Group, which is used to simulate improved oil recovery process in oil reservoirs. In this work, a steam optimization was accomplished in reservoirs with different physical characteristics and in different cases, through a technical-economic analysis. It was also studied a semi-continuous steam injection or with injection stops. Results showed that it is possible to use a simplified equation of the net present value, which incorporates earnings and expenses on oil production and expenses in steam requirement, in order to optimize steam rate and obtaining a higher net present value in the process. It was observed that SAGD process can be or not profitable depending on reservoirs characteristics. It was also obtained that steam demand can still be reduced injecting in a non continuous form, alternating steam injection with stops at several time intervals. The optimization of these intervals allowed to minimize heat losses and to improve oil recovery / O processo de drenagem gravitacional com inje??o cont?nua de vapor (SAGD) envolve dois po?os horizontais paralelos localizados em uma mesma vertical, onde o po?o superior ? usado como injetor de vapor e o inferior como produtor. A for?a dominante neste processo ? a gravitacional. Este m?todo de recupera??o avan?ada tem sido demonstrado ser economicamente vi?vel em projetos comerciais de recupera??o de petr?leo pesado e extra pesado, mas ainda n?o foi implementado no Brasil. O estudo desta tecnologia em reservat?rios com caracter?sticas das bacias regionais ? necess?rio para analisar como se ad?qua o processo para minimizar a demanda de vapor obtendo a maior rentabilidade do processo. Neste estudo foi usado um modelo homog?neo com caracter?sticas de reservat?rios do Nordeste Brasileiro. As simula??es foram realizadas em um programa comercial da Computer Modelling Group , o STARS , m?dulo usado para realizar estudos de m?todos de recupera??o avan?ada de reservat?rios de ?leo. Neste trabalho, foi realizada uma otimiza??o do vapor em reservat?rios com diferentes caracter?sticas f?sicas e em diferentes cen?rios, atrav?s de uma an?lise t?cnico-econ?mica. Tamb?m foi estudada a inje??o de vapor semi-cont?nua ou com paradas. Os resultados obtidos mostraram que ? poss?vel utilizar uma equa??o simplificada do valor presente l?quido, que incorpora os ganhos e gastos na produ??o de ?leo e os gastos na inje??o de vapor, para otimizar a demanda do vapor obtendo um maior valor presente l?quido no processo. Observou-se que o m?todo (SAGD) pode ser ou n?o rent?vel dependendo das caracter?sticas do reservat?rio. Encontrou-se tamb?m que a necessidade de vapor pode ainda ser diminu?da utilizando esquemas de inje??o de vapor com paradas em intervalos de tempo otimizados, e isto permitiu minimizar as perdas de calor e melhorar a recupera??o.

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

Submitted by Automa??o e Estat?stica (sst@bczm.ufrn.br) on 2017-02-10T16:44:40Z 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.

Made available in DSpace on 2014-12-17T14:08:54Z (GMT). No. of bitstreams: 1 HumbertoSC_DISSERT.pdf: 7792135 bytes, checksum: 5204c60825f60e9f74c5f24e46e8aa4e (MD5) Previous issue date: 2013-07-29 / Nearly 3 x 1011 m3 of medium and light oils will remain in reservoirs worldwide after conventional recovery methods have been exhausted and much of this volume would be recovered by Enhanced Oil Recovery (EOR) methods. The in-situ combustion (ISC) is an EOR method in which an oxygen-containing gas is injected into a reservoir where it reacts with the crude oil to create a high-temperature combustion front that is propagated through the reservoir. The High Pressure Air Injection (HPAI) method is a particular denomination of the air injection process applied in light oil reservoirs, for which the combustion reactions are dominant between 150 and 300?C and the generation of flue gas is the main factor to the oil displacement. A simulation model of a homogeneous reservoir was built to study, which was initially undergone to primary production, for 3 years, next by a waterflooding process for 21 more years. At this point, with the mature condition established into the reservoir, three variations of this model were selected, according to the recovery factors (RF) reached, for study the in-situ combustion (HPAI) technique. Next to this, a sensitivity analysis on the RF of characteristic operational parameters of the method was carried out: air injection rate per well, oxygen concentration into the injected gas, patterns of air injection and wells perforations configuration. This analysis, for 10 more years of production time, was performed with assistance of the central composite design. The reservoir behavior and the impacts of chemical reactions parameters and of reservoir particularities on the RF were also evaluated. An economic analysis and a study to maximize the RF of the process were also carried out. The simulation runs were performed in the simulator of thermal processes in reservoirs STARS (Steam, Thermal, and Advanced Processes Reservoir Simulator) from CMG (Computer Modelling Group). The results showed the incremental RF were small and the net present value (NPV) is affected by high initial investments to compress the air. It was noticed that the adoption of high oxygen concentration into the injected gas and of the five spot pattern tends to improve the RF, and the wells perforations configuration has more influence with the increase of the oil thickness. Simulated cases relating to the reservoir particularities showed that smaller residual oil saturations to gas lead to greater RF and the presence of heterogeneities results in important variations on the RF and on the production curves / Aproximadamente 3 x 1011 m3 de ?leos m?dios e leves restar?o nos reservat?rios ao redor do mundo ap?s a aplica??o dos m?todos convencionais de recupera??o e grande parte desse volume seria recuper?vel com o uso de m?todos especiais. A combust?o in-situ (CIS) ? um m?todo de recupera??o avan?ada de petr?leo no qual um g?s que cont?m oxig?nio ? injetado no reservat?rio onde reage com o ?leo cru para criar uma frente de combust?o de alta temperatura que se propaga pelo reservat?rio. O m?todo HPAI (High Pressure Air Injection) ? uma denomina??o particular do processo de inje??o de ar aplicado em reservat?rios de ?leos leves, onde as rea??es de combust?o s?o dominantes entre 150 e 300?C e a gera??o de flue gas ? o principal fator de deslocamento do ?leo. Um modelo de simula??o de fluxo de um reservat?rio homog?neo foi constru?do para o estudo, o qual foi inicialmente submetido ? produ??o prim?ria, por 3 anos, e em seguida, ao processo de inje??o de ?gua por mais 21 anos. Nesse ponto, com a condi??o madura estabelecida no reservat?rio, foram selecionadas tr?s varia??es desse modelo, de acordo com o fator de recupera??o (FR) obtido, para o estudo da t?cnica de combust?o in-situ (HPAI). Em seguida realizou-se uma an?lise de sensibilidade sobre o FR de par?metros operacionais pr?prios do m?todo: vaz?o de inje??o de ar por po?o, concentra??o de oxig?nio no g?s injetado, esquema de inje??o de ar e configura??o dos canhoneados dos po?os. Essa an?lise, para um per?odo adicional de at? 10 anos produ??o, foi efetuada com o aux?lio da t?cnica de planejamento composto central. O comportamento do reservat?rio e os impactos de par?metros envolvendo as rea??es qu?micas e de particularidades de reservat?rio sobre o FR tamb?m foram avaliados. Adicionalmente foram elaborados uma an?lise econ?mica e um estudo de maximiza??o do FR do processo. As simula??es foram realizadas com o simulador de processos t?rmicos em reservat?rios STARS (Steam, Thermal and Advanced Process Reservoir Simulation) da CMG (Computer Modelling Group). Os resultados mostraram que os FR incrementais foram baixos e que o valor presente l?quido (VPL) ? impactado negativamente pelos elevados investimentos iniciais para compress?o do ar. Observou-se que a ado??o de maiores concentra??es de oxig?nio no g?s injetado e do esquema de inje??o de ar tipo five spot tende a favorecer o FR, e que a configura??o dos canhoneados dos po?os apresenta influ?ncia crescente com o aumento da espessura porosa com ?leo do reservat?rio. Casos simulados referentes ?s particularidades de reservat?rio indicaram que menores satura??es residuais de ?leo ao g?s levam a FR maiores e que a exist?ncia de heterogeneidades resulta em varia??es consider?veis nos FR e nas curvas de produ??o