Orientador: Paulo Roberto Ribeiro / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica e Instituto de Geociência / Made available in DSpace on 2018-08-21T19:58:43Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Paes_DiogoMelo_M.pdf: 2739943 bytes, checksum: 4213b100e22039aa35e9bbceb5f52418 (MD5) Previous issue date: 2012 / Resumo: Durante a produção de petróleo, partículas de asfalteno podem ser precipitadas da fase líquida devido a variações de pressão, temperatura e composição ao longo da trajetória do fluido do reservatório até a superfície. Uma vez precipitadas, essas partículas podem se depositar na parede de colunas de produção, reduzindo a área aberta ao escoamento e, consequentemente, a vazão. Apesar da importância do tema, a literatura sobre a deposição de asfaltenos em poços (incluindo modelos teóricos e dados experimentais) é escassa. Para superar as dificuldades inerentes a pouca literatura existente sobre o assunto, possibilitando um melhor entendimento desse complexo problema de transferência de massa, uma consistente metodologia foi proposta nesta dissertação. Essa metodologia envolveu uma revisão de literatura sobre conceitos fundamentais de transferência de quantidade de movimento e sobre a teoria da deposição de partículas, situando a deposição de asfaltenos em um contexto mais amplo, da deposição de partículas durante escoamentos turbulentos. Seis modelos de deposição (Lin et al. 1953; Friedlander e Johnstone 1957; Beal 1970; El-Shobokshy e Ismail 1980; Papavergos e Hedley 1984; Escobedo e Mansoori 1995) são estudados e validados com quatro conjuntos de dados experimentais de deposição de aerossol (Friedlander 1954; Wells e Chamberlain 1967; Liu e Agarwal 1974; Agarwal 1975). Com base nos resultados desse estudo, o modelo de Beal (1970) foi selecionado como sendo o mais adequado para prever a deposição de partículas, sendo considerado adequado também para prever a deposição de asfaltenos (limitando-se sua aplicação a intervalos similares de número de Reynolds, número de Schmidt e tempos de relaxação adimensionais em relação àqueles cobertos no estudo de validação). Por fim, esse modelo foi aplicado em uma análise de sensibilidade para se avaliar os parâmetros e mecanismos de transporte mais importantes para a deposição de asfaltenos em poços / Abstract: During petroleum production, asphaltene particles can precipitate from the crude oil due to pressure, temperature, and composition changes along the fluid path from the reservoir to the surface. Once precipitated, those particles can deposit in the inner surface of production tubings, restricting the available flow area and reducing flow rates. Despite the importance of the theme, the literature about asphaltene deposition in wellbores (including theoretical models and experimental data) is scarce. To overcome the difficulties inherent to that shortage of literature and enable a better understanding of that complex mass transfer problem, a consistent methodology is proposed in this work. That methodology involved a comprehensive review of fundamental concepts of the mass transfer and particle deposition theories, placing the asphaltene deposition within a more general context, of particle deposition during turbulent flow. Six published particle deposition models (Lin et al. 1953; Friedlander and Johnstone 1957; Beal 1970; El-Shobokshy and Ismail 1980; Papavergos and Hedley 1984; Escobedo and Mansoori 1995) are studied and validated with four published aerosol experimental data sets (Friedlander 1954; Wells and Chamberlain 1967; Liu and Agarwal 1974; Agarwal 1975). Based on the results of the study, Beal's (1970) model was selected as the most suitable to predict particle deposition and was considered adequate also to predict asphaltene deposition (limiting its application to similar ranges of Reynolds numbers, Schmidt numbers and dimensionless relaxation times in relation to those covered in the validation study). Finally, that model was applied in a sensitivity analysis to evaluate the most important parameters and transport mechanisms governing asphaltene deposition in wellbores / Mestrado / Explotação / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientadores: Watson Loh, Edvaldo Sabadini / Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Química / Made available in DSpace on 2018-08-24T08:19:42Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Padula_Lilian_D.pdf: 2979563 bytes, checksum: 326395f8133ab39db6f41ffbeff5d688 (MD5) Previous issue date: 2013 / Resumo: Esta tese envolve o estudo da origem da alta viscosidade de dois óleos pesados brasileiros, OF1 e OF2, utilizando, para isso, aditivos químicos e tratamentos físicos. Através deste estudo confirmou-se o papel importante dos asfaltenos na viscosidade dos óleos aqui estudados. Investigações com espalhamento de raios-X em baixo ângulo (SAXS) indicaram a presença de agregados nestes óleosos quais apresentam uma agregação sequencial e hierarquizada. Além disso, estudou-se o que exercia um papel mais marcante sobre a viscosidade, o tamanho dos agregados ou a concentração dos mesmos. Verificou-se então que a concentração de agregados é o que apresenta maior efeito sobre a viscosidade dos óleos, uma vez que óleos com diferentes viscosidades 300.000 e 30.000 mPas apresentaram tamanho de agregados muito próximos,maior que 41 e 43 nm. No entanto, asconcentrações de asfalteno C5I eram bem diferentes para OF2s e OF1s, 14 e 20 % respectivamente, sendo mais viscosos aqueles com maior concentração de asfaltenos. O estudo com aditivos de diferentes classes mostrou que os mesmos não promoviam redução da viscosidade superior a 40 %. Além disso, mesmo os aditivos que causaram redução de 40 % na viscosidade não demonstraram nenhum efeito na microestrutura dos óleosquando avaliados por SAXS. Devido a esses resultados, propôs-se um modelobaseado no modelo desuspensão coloidal no qual os aditivos atuam sobre a fase contínua, em um efeito similar ao de diluição, não promovendo alterações nos agregados de asfaltenos na faixa de concentração estudada. Portanto, não faria sentido pensar em aditivos que em pequenas concentrações reduzam drasticamente a viscosidade / Abstract: Investigation of the elevated viscosity of two Brazilian heavy oils, OF1 and OF2, using several classes of additives and physical treatments. The studyreinforced the asphaltenes role on heavy oils viscosity. And SAXS investigationshave shown the presence of aggregates in these oils which aggregates in asequential and hierarchized. Furthermore showed also that, the concentration has a major contribution than the size of aggregates, because crudes with very different viscosities 300.000 and 30.000 mPas presented very similar aggregates sizes, 41 and 43 nm, but concentrations of asphaltene I5 quite different 14 and 20% respectively. Studying the rheology of several classes of additives the maximum viscosity reduction promoted was 40% of the initial value for heavy oils OF1s and OF2s presented. Also, the additives did not promote changes on the microstructure of asphaltene aggregates; therefore, a hypothesis having in mind petroleum as a colloidal suspension was formulated. This hypothesis states that the additives act only on the continuous medium, not on the aggregates themselves, similarly to a dilution effect. Therefore, it is very unlikely to find an additive that can be used as viscosity reducer through asphaltene disaggregation on heavy oils, at least on the additive concentration range studied here / Doutorado / Físico-Química / Doutora em Ciências

Orientadores: Paulo de Tarso Vieira e Rosa, Hervé Carrier / Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Química / Made available in DSpace on 2018-08-26T16:53:18Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Cardoso_FelipeMauroRena_D.pdf: 12991377 bytes, checksum: 45dc2cfba21cc06f3ea5d3950d14b090 (MD5) Previous issue date: 2014 / Resumo: As atividades de produção de petróleo são fortemente dependentes do comportamento de fase dos fluidos produzidos. Entre as possíveis mudanças de estado, aquelas que conduzem ao aparecimento de uma ou mais fases sólidas são as que apresentam o maior risco à produção de petróleo. A floculação dos asfaltenos, principais componentes da fração pesada e polar do óleo, pode levar à formação de sólidos nas diversas etapas da produção de petróleo. O comportamento de fases dos asfaltenos é bastante complexo, que de certa forma impacta na previsão, prevenção e remediação dos problemas causados por esta fração. Por este motivo, nesta tese, avaliaram-se diversas metodologias para estudar o comportamento de fases dos asfaltenos em condições de alta pressão. Dentre as metodologias, foi desenvolvida uma baseada na técnica do ressonador de cristal de quartzo (RCQ), capaz de identificar as condições termodinâmicas de mudanças de fases em fluidos pressurizados, contendo baixo teor de asfaltenos. Os dados obtidos com o RCQ foram validados pelas técnicas de filtração isobárica e microscopia em alta pressão (MAP). Aplicando as três técnicas citadas, a influência da adição de gases, os fatores cinéticos, as condições termodinâmicas e a influência da taxa de despressurização sobre a floculação dos asfaltenos foram estudados. Óleos vivos foram avaliados pela técnica de MAP, cujos resultados sugerem a existência de quatro tipos de comportamento de fases para experimentos de despressurização isotérmica, destacando-se a existência de equilíbrio líquido-líquido em temperaturas e pressões elevadas. A caracterização físico-química dos asfaltenos extraídos de óleo morto com n-heptano, sugerem que a diferença de aromaticidade entre esta fração e os seus referidos óleos, pode ser um parâmetro indicativo de possível problema de floculação dos asfaltenos durante a produção de petróleo / Abstract: Oil production activities are strongly dependent on the phase behavior of produced fluids. Among the possible phase changes, those that lead to one or more solid phases appearances presents the greatest risk to oil production. The flocculation of asphaltenes, the major components of the heaviest and most polar fraction of crude oil, can lead to solids formation in several steps of oil production. Asphaltenes phase behavior is quite complex, which somehow impacts in the prediction, prevention, and remediation of problems caused by this fraction. For this reason, in this thesis, we evaluated several methodologies applied for asphaltenes phase behavior under high-pressure conditions. Among the methodologies, we had developed a technique based on the quartz crystal resonator (QCR), able to identify thermodynamic conditions of phase changes in pressurized fluids containing low asphaltenes content. The data obtained with the QCR were validated by isobaric filtration and high pressure microscopy (HPM) tests. Applying the three aforementioned techniques, the influence of gas addition, kinetic factors, thermodynamic conditions and the influence of depressurization rate on the onset of asphaltenes flocculation were studied. Live oils were evaluated by the HPM technique. The results from HPM suggest the existence of four phase behavior kinds for isothermal depressurization experiments, highlighting the existence of a liquid-liquid equilibrium at elevated temperatures and pressures. The physico-chemical characterization of asphaltenes extracted with n-heptane from dead oil suggests that the difference of aromaticity between this fraction and its referred oils, could be a parameter to indicate possible problems of asphaltenes flocculation during the oil production / Doutorado / Físico-Química / Doutor em Ciências

Orientadores: Rubens Maciel Filho, Maria Izabel Maretti Silveira Bueno / Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Química / Made available in DSpace on 2018-08-18T14:39:31Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Henriques_ClaudeteBernardo_D.pdf: 9506603 bytes, checksum: 875e508c591361025ae37d3b9ac0f432 (MD5) Previous issue date: 2011 / Resumo: Esta tese tem como objetivo apresentar um estudo detalhado para a caracterização de petróleos, tanto no âmbito do desenvolvimento de modelos capazes de prever propriedades físico-químicas clássicas, como também avaliar os fenômenos associados a instabilidades decorrentes de características químicas. Para alcançar este objetivo, duas ações foram executadas: (1) Obter a curva de destilação do ponto de ebulição verdadeiro (PEV) através de simulação, por espectrometria de espalhamento de raios-X (EERX) aliada ao algoritmo denominado máquina vetor de suporte (SVM), com o propósito de prever o rendimento do processo de refino, e (2) Caracterizar o petróleo em relação ao fenômeno de agregação dos asfaltenos, para assim possibilitar a previsão da qualidade do processo de refino. Foram avaliadas amostras de petróleos com propriedades distintas, com o intuito de fornecer amplitude e robustez ao estudo. A primeira abordagem foi à análise classificatória dos petróleos em relação às suas propriedades intrínsecas (teor de enxofre, Grau API e ponto de ebulição verdadeiro), com aplicação de métodos multivariados de classificação. Com estas classificações em mãos, foram desenvolvidos modelos para previsão da curva PEV e do Grau API, utilizando o algoritmo SVM (segunda abordagem). Os dados tratados por meio deste algoritmo apresentaram um perfil de não linearidade. Os resultados obtidos para a caracterização das cargas a partir dos modelos não foram significativamente diferentes dos valores experimentais, permitindo o desenvolvimento de estudos computacionais usando o software comercial Petro-SIM®, para caracterização, aquisição das curvas das misturas de petróleos e, finalmente, previsão dos rendimentos dos cortes na simulação de uma torre de destilação atmosférica. A partir destes resultados, é muito importante ressaltar que, ao contrário da maioria das modelagens quimiométricas, um pequeno grupo de amostras foi necessário para o desenvolvimento do modelo (13 amostras). Vale também serem mencionadas a alta capacidade de previsão do modelo, a rápida e eficiente previsão de curvas PEV de amostras de petróleos puros, processados nas refinarias e, finalmente, a aplicação com sucesso destes modelos em simuladores de processo. A terceira abordagem do trabalho foi à avaliação dos aspectos relacionados à existência de formas coloidais dos asfaltenos, peptizados por resinas e dos efeitos relacionados à presença de outros solventes nos petróleos, que podem causar mudanças na cinética de floculação dos asfaltenos. A composição dos solventes (petróleos diluentes) e dos petróleos pesados foi correlacionada com os resultados do estudo cinético, obtido por meio da avaliação da transmitância por varredura óptica da camada de precipitação dos particulados e da floculação dos asfaltenos, como também por modelos dinâmicos. Para isto, foram elaboradas misturas de petróleos e observou-se que os efeitos associados ao fenômeno de agregação estão diretamente correlacionados com a composição dos petróleos, assim como com a presença de particulados nas misturas. A caracterização adequada dos constituintes de petróleo é uma informação indispensável para garantir o processamento adequado nas refinarias. A reprodução do cenário real do processo, por meio da simulação, foram promissores, mostrando que a caracterização da carga é possível ao se trabalhar com os modelos desenvolvidos, reforçando a relevância das técnicas aplicadas para descrição dos fenômenos químicos associados ao cenário de produção nacional / Abstract: This work aims to present a detailed study for petroleum characterization, through model developments able to preview physical chemical properties and also to evaluate the associate phenomena due to instability in current chemical characteristics. For this purpose two actions were executed: (1) To obtain the curve true boiling point (TPB) through the simulation by spectrometry X-ray scattering (EERX) combined with the algorithm called support vector machine (SVM), in order to predict the yield of the refining process, and (2) to characterize the petroleum in respect to asphaltene aggregation phenomena, making possible the prediction of the quality of the refining process. For these purposes, the petroleum samples were evaluated with different properties, providing amplitute and robustness to the study. The first approach was the classificatory analisis of petroleum in relation to intrinsic properties (sulfur contents, API degrees and true boiling point curves) with application of classification multivariate methods. With these classifications in hands, models were developed to predict the TBP curve and API gravity, using the algorithm SVM (second approach). The data were processed by this algorithm, showing nonlinear profiles. The results for the blend characterization using the models were not significantly different from the experimental values, allowing the development of computational studies using the commercial software Petro-SIM® for characterization, acquisition of mixtures curves and finally, prediction of the cuts yield in the simulation of an atmospheric distillation tower. From these results, it is important to emphasize that a small group of samples was necessary for the model development (13 samples). It is also worth to mention the high predictive ability of the model, the rapid and efficient prediction of TBP curves of crude oil samples, processed in the refineries and finally, the successful application of these models in process simulators. The third approach of this work was to evaluate the aspects related to the existence of colloidal forms of asphaltenes, peptized by resins and of effects related to the presence of other solvents in oils, which can cause changes in the kinetics of flocculation of asphaltenes. The composition of solvents (thinner oil) and of heavy crude oils were correlated with the results of kinetic study, obtained by evaluating the transmittance for optical scanning of the layer of precipitation of particles and the flocculation of asphaltenes, but also by dynamic models. For this, petroleum mixtures were prepared and it was observed that the effects associated to aggregation phenomena are correlated with the petroleum composition as well as the particulate presence in mixtures. The adequate characterization of petroleum constituents is essential information to ensure proper processing in refineries. The reproduction of real scenario of the process, through the simulation, were promising, showing that the blend characterization is possible when working with these developed models, reinforcing the relevance of the techniques applied for describing the chemical phenomena associated with the setting of national production / Doutorado / Desenvolvimento de Processos Químicos / Doutor em Engenharia Química

Orientadores: Rahoma Sadeg Mohamed, Watson Loh / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Quimica / Made available in DSpace on 2018-08-06T20:10:23Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Santos_RonaldoGoncalvesdos_M.pdf: 2592752 bytes, checksum: 0b29b2d43cb92bfcf2b5329b8efb1f8c (MD5) Previous issue date: 2003 / Resumo: O alto custo de produção e transporte dos óleos pesados é a principal barreira para a exploração das suas abundantes reservas mundiais. Tecnologias de fluxo de petróleo em oleodutos baseadas no confinamento do óleo em uma seção anular aquosa, conhecidas como core-flows, têm surgido como alternativa viável para o transporte desses óleos. O efeito lubrificante do filme aquoso conduz à reduzidos valores de viscosidade e, conseqüentemente, ao baixo consumo de energia. Um possível problema associado com esta tecnologia é o acumulo gradual do óleo sobre a superfície interna da tubulação, requerendo o uso de procedimentos de limpeza. Este trabalho é baseado na investigação dos efeitos de componentes polares do petróleo sobre a molhabilidade de tais superfícies por óleos crus através de medidas de ângulo do contato em sistemas óleo pesado/fase aquosa/superfície metálica. Asfaltenes e ácidos naftênicos foram removidos do óleo cru por floculação com n-alcanos e por tratamento com solução alcalina, respectivamente. Como superfícies metálicas modelos, aço comercial e aço galvanizado foram utilizados, e as fases aquosas estudadas compreenderam água para e soluções de cloreto de sódio e de meta-silicate de sódio a 1%. Ângulos de contato estáticos foram determinados através da deposição de uma gora de óleo sob a superfície metálica na presença de uma fase aquosa... Observação: O resumo, na íntegra, poderá ser visualizado no texto completo da tese digital / Abstract: High cost of recovery and transport of heavy crude oils is the main barrier for the exploration of their abundant reserves worldwide. The technology of oil flow in pipelines assisted by its confinement within an annular aqueous section, known as core-flow, represent a viable alternative for the transport of these oils. The lubricating effect of the aqueous film leads to reduced equivalent viscosities and, hence, low energy consumption. One of the possible problems associated with this technique is the gradual accumulation of oil on the inner pipeline surfaces, requiring the use of cleaning procedures. This work is aimed at investigating the roles of the oil polar components on the wetting of such surfaces by crude oil through contact angle measurements in systems containing heavy oil/aqueous phase/metallic surfaces. Asphaltenes and naphthenic acids were removed from the crude oil, respectively, by flocculation with alkanes and by washing with alkaline solution. As model metallic surfaces, commercial and galvanized steel were used; and the studied aqueous phases comprised pure water, 1% sodium chloride and sodium meta-silicate solutions. Static contact angles were determined via the placement of an oil droplet under the metallic surface in the presence of an aqueous phase. These measurements revealed small influence of the nature of the metallic surfaces on the observed wettability... Note: The complete abstract is available with the full electronic digital thesis or dissertations / Mestrado / Mestre em Engenharia Química