Orientadores: Jose Luiz Antunes de Oliveira e Sousa, Paulo Dore Fernandes / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-18T16:09:28Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Neumann_LuisFernando_M.pdf: 28066529 bytes, checksum: 854d0f8d8feee96cc1c3e1adff5373dc (MD5) Previous issue date: 2011 / Resumo: O sucesso da estimulação por fraturamento hidráulico ou ácido é dependente da geração de condutividade. No fraturamento hidráulico sustentado, a condutividade é gerada pela introdução de uma quantidade significativa de um agente de sustentação granular e praticamente esférico. No fraturamento ácido, a condutividade é gerada por irregularidades reveladas devido à reação desigual do ácido em cada uma das faces da fratura naturalmente rugosa e da resistência destas mesmas irregularidades para suportar as tensões que atuam após o fechamento da fratura. A baixa resistência das irregularidades leva ao colapso e cicatrização da fratura ácida com a perda total da condutividade. Esta dissertação investiga a viabilidade da estimulação por fraturamento ácido em carbonatos microbiais rasos e profundos. Ensaios de laboratório em escala reduzida foram projetados para verificar se a condutividade de uma fratura induzida por reação química da rocha reservatório com um ácido forte pode ser mantida frente às elevadas tensões normais efetivas que agirão na fase de explotação do poço. A dissertação ainda investiga se o emprego de uma pequena quantidade de agente de sustentação é capaz de dividir os esforços aplicados sobre as irregularidades de uma fratura ácida e manter a condutividade por maiores períodos de tempo. As superfícies que imitam fraturas ácidas são criadas pelo ataque ácido em corpos de prova em condições de laboratório que reproduzem em escala aquelas observadas em um fraturamento ácido real. Imagens digitais são utilizadas para medir a rugosidade das fraturas ácidas e o consumo de rocha carbonática pelo ácido na face do corpo de prova. A resistência das irregularidades é medida indiretamente pelo decréscimo da condutividade da fratura ácida frente a tensões de confinamento crescentes. O efeito ou não da adição de agente de sustentação é medido pela comparação dos parâmetros da correlação empírica desenvolvida por Nierode e Kruk / Abstract: A well succeeded stimulation by hydraulic or acid fracturing is related to conductivity creation. In a hydraulic fracturing, the conductivity is created by means of introducing a significant amount of a propping agent. In an acid fracturing, the conductivity is related to the creation of asperities due to uneven acid reaction on each naturally rougher fracture side and the asperities strength to withstand high stresses that start to act just after fracture closure. Low asperities strength leads to collapse of acid fracture and fracture healing with total conductivity loss. The dissertation investigates the feasibility of acid fracturing stimulation in shallow and deep microbial carbonates. Laboratory tests were designed to verify if the acid fracture conductivity induced by chemical reaction of reservoir rock with a strong acid could be kept when facing the high effective normal stress that is expected in exploitation phase. The dissertation still investigates whether the use of a small amount of proppant is able to share the tension that acts on asperities and maintain the acid facture conductivity for longer periods. The surfaces that mimic acid fractures are created by acid etching specimens in laboratory conditions reduced in scale from those observed in an actual acid fracturing job. Digital images are used to measure fracture roughness and rock consumption by acid on the specimen face. The asperities strength is indirectly measured from acid conductivity decrease under increased confinement tension. The effect of adding or not adding propping agent is accomplished comparing empirical parameters from Nierode and Kruk correlation / Mestrado / Explotação / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Os avanços na gestão da água exigem o conhecimento da disponibilidade e demanda de recursos hídricos como subsídio para a definição de ações prioritárias para a conservação da água. Em meio a discussões sobre o uso eficiente da água, o conceito da Pegada Hídrica surgiu em 2002 como uma ferramenta de auxílio à gestão de recursos hídricos que incentiva o uso responsável da água. Por outro lado, a expansão da infraestrutura é demandante de água sob vários aspectos. No Brasil, vários projetos de infraestrutura relacionados com a expansão logística e a indústria de petróleo e gás estão sendo instalados para operação nos próximos anos, particularmente no Litoral Norte de São Paulo. Este estudo teve como objetivo realizar a avaliação completa da pegada hídrica do município de Caraguatatuba, São Paulo, no ano de 2012 e analisá-la sob os cenários de projeções populacionais e mudanças globais previstos para o horizonte até 2040. A metodologia utilizada foi a da Avaliação da Pegada Hídrica da Water Footprint Network. Para a base de contabilidade no município, foi considerada a pegada hídrica: i) do sistema de água urbana, como água azul; ii) da produção de esgoto, como água cinza; iii) da pecuária, como água azul e verde; e iv) da água utilizada no meio rural, como água verde. Também foram analisados cenários futuros de demanda de água considerando o incremento populacional associado à nova dinâmica regional advinda do Pré-Sal e às mudanças climáticas previstas pelo Painel Brasileiro de Mudanças Climáticas. Os resultados mostraram uma pegada hídrica de cerca de 400 Mm/ano, com a contribuição de 85% proveniente da água cinza. Esse resultado mostra que a maior pressão sobre os recursos hídricos locais advém da defasagem do sistema de esgotamento sanitário em relação às demandas de uma população em contínuo crescimento. A pegada hídrica total do município pode ser considerada insustentável, de acordo com as premissas deste estudo. Os cenários futuros de demanda regional de água mostraram um aumento da criticidade hídrica na região caso não haja uma redução do consumo de água pela população. No cenário onde o sistema de esgoto atende a todo o município observou-se uma redução de 31% no valor da pegada hídrica total em relação ao Cenário Status-quo. O consumo de água pela população de pico em 2040 no Cenário de Mudanças Climáticas foi mais do que cinco vezes superior ao consumo da população fixa de 2015 do Cenário Status-quo. Apesar da região possuir água em abundância nos dias de hoje, é necessário que haja uma ampliação do sistema de saneamento básico do município e uma avaliação detalhada da gestão integrada de recursos hídricos pelas políticas públicas para evitar eventuais crises de abastecimento. A pegada hídrica pode ajudar os tomadores de decisão e a sociedade civil e funcionar como um instrumento incentivador do uso responsável da água.

Orientador: Denis José Schiozer / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-18T02:24:49Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Mello_SamuelFerreirade_M.pdf: 5532119 bytes, checksum: bd96341bedac10788b77f2035e64d4b3 (MD5) Previous issue date: 2011 / Resumo: O aumento significativo do volume potencial de petróleo se deve às descobertas recentes de reservatórios de petróleo localizados em profundidades de camada pré-sal que contém CO2, em alguns casos, em quantidade superior a 10% e frações voláteis, em condições de grande desvio do comportamento dos gases ideais. A literatura sugere que nesses casos é necessário o uso de modelos composicionais de simulação de reservatórios. Neste trabalho procurou-se através de estudos do comportamento de fluidos diagnosticar fatores decisivos do tratamento de fluidos para a aplicação confiável da simulação composicional em reservatórios de petróleo similares aos da camada pré-sal. Ênfase especial foi dada ao estudo do comportamento de fases e à simulação de método de recuperação melhorada de óleo baseados na injeção de CO2. Para isto, foram obtidos da literatura um modelo geológico de reservatório heterogêneo, dados de permeabilidade relativa e dados PVT da caracterização de óleos leves (acima de 20º API de densidade) e ricos em CO2 (3% a 20% da fração molar). Foi feita uma modelagem pelo ajuste termodinâmico de equações de estado aplicadas ao petróleo, onde foram testadas diferentes representações termodinâmicas (de 5 a 24 componentes), dois diferentes métodos de ajustes de equações de estado e dois modelos geológicos. Os resultados obtidos foram analisados e comparados em diferentes combinações para o estudo da sensibilidade de parâmetros críticos de fluido para a simulação composicional, como a escolha de pseudocomponentes, a escolha de equações de estado e a escolha de técnicas de ajuste de equações de estado. Os resultados ressaltam a importância não só da qualidade de dados experimentais adequados, como da escolha cautelosa de modelos teóricos termodinâmicos adequados, de técnicas de ajuste de dados experimentais e do uso cuidadoso da pseudoização. O estudo conclui que a alteração indiscriminada em qualquer uma destas variáveis pode comprometer a confiabilidade de um modelo de simulação de reservatórios. O estudo conclui que diferentes técnicas de regressão de equações de estado não são equivalentes e também mostra que a relação entre a pseudoização e a redução do tempo computacional não é direta. Os resultados deste trabalho são importantes para estudos futuros de simulação composicional / Abstract: The Brazilian expected oil potential has increased substantially after the discoveries of subsalt located deep oil reservoirs and they are regarded with huge economic importance for Brazil. Some of these fields contain above 10% molar CO2 and volatile fractions, submitted to conditions that differ greatly from that described by ideal gas models. Compositional reservoir simulation is fundamental for the description of these phenomena. Although this technique improves the reservoir management, the modeling of fluid data is needed due to computational limitation and it adds uncertainties that affect the quality of the compositional simulation and are not studied very often. The objective of this work is to identify key factors in order to allow the reliable application of compositional simulation to petroleum reservoir analogous to the Brazilian subsalt reservoirs. Special highlighting was given to the phase behavior and simulation of enhanced oil recovery methods based on the CO2 injection applied to heterogeneous reservoirs. This required the acquisition from literature of a heterogeneous reservoir geological model, of a singular set of relative permeability data and of several sets of PVT data characterizing light oils (over 20º API gravity) that are also CO2 enriched (from 3% to 20% of molar fraction). From these PVT sets of data it was necessary to perform the thermodynamic match of equations of state applied to complex hydrocarbons mixtures. An oil with different extended and lumped thermodynamic versions was tested with two different equations of state matching methods from literature and two different geological models. The results obtained were analyzed and compared under different combinations for the sensitivity study of critical fluid parameters for the compositional simulation. This work emphasizes the importance not only of experimental data quality, but also of the equation of state choice, regression method choice and the careful use of lumping. The study concludes that the indiscriminate alteration in any of these variables may harm the model reliability of reservoir simulation. The study concludes that different PVT tuning techniques are not equivalent and also shows that the relation between lumping and computational time reduction is not direct. The results of this work are important for future compositional simulation studies / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

As descobertas de petróleo do Pré-sal vão garantir ao Brasil os recursos que, se bem administrados, poderão auxiliar o país a superar as barreiras impostas pelo subdesenvolvimento econômico. Utilizando a experiência norueguesa de administração do setor petrolífero como modelo, esta dissertação apresenta proposições acerca das diretrizes básicas a serem seguidas por uma política brasileira do petróleo cujo intuito seja induzir o crescimento econômico do país. Nesse sentido, são apresentados os principais pontos da política norueguesa – principalmente aqueles que dizem respeito ao desenvolvimento da cadeia produtiva local – os quais podem ser replicados para o caso brasileiro além de outras sugestões coletadas em bibliografia específica. Também são apresentados os projetos e programas do Governo Federal que configuram uma política industrial já em andamento. Por fim, conclui-se pela necessidade de se ampliar essas iniciativas já incipientes bem como de criação de formas mais eficientes de apropriação pela sociedade brasileira das receitas oriundas da exploração do Pré-sal. / Brazil pre-salt discoveries will ensure the resources that, if well managed, can help the country to overcome the barriers imposed by economic underdevelopment. Using the Norwegian management experience in the oil industry as a model, this work aims to present what are the basic guidelines to be followed by a Brazilian oil policy in order to induce economic growth. In this sense, will be presented the main points of Norwegian policies (especially those that concern the development of local supply chain) which can be replicated for Brazil and other suggestions collected in specific literature as well. Projects and other government programs showing an industrial policy already in progress will also be presented. Finally, it concludes by the need to expand those already incipient initiatives and the creation of more efficient forms of appropriation, by the Brazilian society, of revenues from the oil exploitation and production.

As descobertas de petróleo do Pré-sal vão garantir ao Brasil os recursos que, se bem administrados, poderão auxiliar o país a superar as barreiras impostas pelo subdesenvolvimento econômico. Utilizando a experiência norueguesa de administração do setor petrolífero como modelo, esta dissertação apresenta proposições acerca das diretrizes básicas a serem seguidas por uma política brasileira do petróleo cujo intuito seja induzir o crescimento econômico do país. Nesse sentido, são apresentados os principais pontos da política norueguesa – principalmente aqueles que dizem respeito ao desenvolvimento da cadeia produtiva local – os quais podem ser replicados para o caso brasileiro além de outras sugestões coletadas em bibliografia específica. Também são apresentados os projetos e programas do Governo Federal que configuram uma política industrial já em andamento. Por fim, conclui-se pela necessidade de se ampliar essas iniciativas já incipientes bem como de criação de formas mais eficientes de apropriação pela sociedade brasileira das receitas oriundas da exploração do Pré-sal. / Brazil pre-salt discoveries will ensure the resources that, if well managed, can help the country to overcome the barriers imposed by economic underdevelopment. Using the Norwegian management experience in the oil industry as a model, this work aims to present what are the basic guidelines to be followed by a Brazilian oil policy in order to induce economic growth. In this sense, will be presented the main points of Norwegian policies (especially those that concern the development of local supply chain) which can be replicated for Brazil and other suggestions collected in specific literature as well. Projects and other government programs showing an industrial policy already in progress will also be presented. Finally, it concludes by the need to expand those already incipient initiatives and the creation of more efficient forms of appropriation, by the Brazilian society, of revenues from the oil exploitation and production.

As descobertas de petróleo do Pré-sal vão garantir ao Brasil os recursos que, se bem administrados, poderão auxiliar o país a superar as barreiras impostas pelo subdesenvolvimento econômico. Utilizando a experiência norueguesa de administração do setor petrolífero como modelo, esta dissertação apresenta proposições acerca das diretrizes básicas a serem seguidas por uma política brasileira do petróleo cujo intuito seja induzir o crescimento econômico do país. Nesse sentido, são apresentados os principais pontos da política norueguesa – principalmente aqueles que dizem respeito ao desenvolvimento da cadeia produtiva local – os quais podem ser replicados para o caso brasileiro além de outras sugestões coletadas em bibliografia específica. Também são apresentados os projetos e programas do Governo Federal que configuram uma política industrial já em andamento. Por fim, conclui-se pela necessidade de se ampliar essas iniciativas já incipientes bem como de criação de formas mais eficientes de apropriação pela sociedade brasileira das receitas oriundas da exploração do Pré-sal. / Brazil pre-salt discoveries will ensure the resources that, if well managed, can help the country to overcome the barriers imposed by economic underdevelopment. Using the Norwegian management experience in the oil industry as a model, this work aims to present what are the basic guidelines to be followed by a Brazilian oil policy in order to induce economic growth. In this sense, will be presented the main points of Norwegian policies (especially those that concern the development of local supply chain) which can be replicated for Brazil and other suggestions collected in specific literature as well. Projects and other government programs showing an industrial policy already in progress will also be presented. Finally, it concludes by the need to expand those already incipient initiatives and the creation of more efficient forms of appropriation, by the Brazilian society, of revenues from the oil exploitation and production.

The offshore industry is full ascension in Brazil, driven by the discovery of light oil and rich gas abundant in the pre-salt layer. The explored natural gas in the pre-salt layer has superior calorific components, however it has H2S and CO2 (considered acid components) dissolved in its composition. The removal of such components is necessary still in the production field, seeking to fit the gas in the effective specifications for ANP - National Agency of the Petroleum. Nowadays the most used method to remove acid components from the extracted gas of the pre-salt layer is through amine plants. With that comes the need to know the process and to operate it in the most efficient possible way, treating the same amount of gas with the minimum cost. The need for research arises from the difficulty from FPSO Capixaba s operation part to maintain the specifications of the manufacturer s project (VME Process), as the concentration of the amine solvent, amount of treated fresh water and new amine daily added inside the system. To maintain the established project levels it was necessary superior addition both of solvent amine as treated fresh water, showing a removal of H2S and CO2 sometimes satisfactory sometimes not. So, the aim of this investigation was to propose the best possible point of operation for the amine plant in operation in FPSO Capixaba through a study case, between May of 2010 to June of 2012 and was built scatter plots based on historical data to find the ideal concentration that the system operates with the best efficiency on H2S and CO2 removal, using minimum daily addition of amine and treated fresh water. The results were confronted with specifying it in projects and applied, resulting in an economy in order 75,8% amine and 76% of treated fresh water monthly, maintaining the treated gas in the system between of the specifications and effective standards in Brazil. A statistic technique of multiple regressions was built for the study of relationship between the water/amine concentration and of H2S and CO2. It was obtained a total of samples of 245 days for amine concentration (classified as dependent variable) and an equation that esteemed it relationship was built with CO2 and H2S concentration (considered independent variables). The results obtained in the model indicate a good relationship in the estimators studied (R2(adjusted) = 0,8051) and a standard error of 0,029. / A indústria offshore encontra-se em plena ascensão no Brasil, impulsionada pela descoberta de óleo leve e gás rico, abundantes na camada pré-sal. O gás natural explorado na camada pré-sal possui componentes caloríficos superiores, porém possui H2S e CO2 (considerados componentes ácidos) dissolvido em sua composição. A remoção de tais componentes se faz necessária ainda no campo de produção, visando enquadrar o gás nas especificações vigentes pela ANP Agência Nacional do Petróleo. Atualmente o método mais utilizado na remoção de componentes ácidos no gás extraído da camada pré-sal é através de plantas de amina. Com isso surge a necessidade em conhecer o processo e operá-lo da maneira mais eficiente possível, tratando a mesma quantidade de gás com o menor custo. A necessidade da pesquisa surge da dificuldade por parte da operação do FPSO Capixaba para manter as especificações de projeto do fabricante (VME Process), quanto à concentração da amina solvente, quantidade de água tratada e amina nova inserida diariamente no sistema. Para manter os níveis estabelecidos em projeto se fazia necessário à adição muito superior tanto de amina solvente quanto de água tratada, apresentando uma remoção de H2S e CO2 horas satisfatória horas não. Assim o objetivo desta investigação foi propor o ponto de operação melhor possível para a planta de amina em operação no FPSO Capixaba através de um estudo de caso, tendo como base o período de Maio de 2010 até Junho de 2012 e, para isso utilizouse a construção de gráficos de dispersão baseado em dados históricos para encontrar a concentração ideal em que o sistema opera com a melhor eficiência com relação a remoção de H2S e CO2, menor adição de amina e água tratada diariamente. Os resultados foram confrontados com o especificando em projetos e aplicados no processo, resultando em uma economia na ordem 75,8% amina e 76% de água tratada mensalmente, mantendo o gás tratado no sistema dentro das especificações e normas vigentes no Brasil. Foi construído um modelo de regressão múltipla para estudo da relação entre a concentração de água/amina e a concentração de H2S e CO2. Obteve-se um total de amostras de 245 dias para concentração de amina (classificada como variável dependente) e buscou-se uma equação que estimasse a sua relação com a concentração de CO2 e H2S (consideradas variáveis independentes). Os resultados obtidos no modelo indicam uma boa relação nos estimadores estudados (R2(ajustado)= 0,8051) e um erro padrão de 0,029.

Orientadores: Denis José Schiozer, Eliana Luci Ligero / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-26T15:17:18Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Santana_GustavoMenezes_M.pdf: 19965408 bytes, checksum: 111a8315e511e6681fab2b5663345c52 (MD5) Previous issue date: 2014 / Resumo: Os reservatórios do pré-sal brasileiro apresentam grandes volumes de óleo leve com quantidade significativa de CO2 dissolvido. O CO2 produzido no pré-sal pode ser utilizado como gás de injeção no método especial de recuperação de injeção alternada de água e gás (WAG). Neste trabalho, a injeção WAG-CO2 miscível é empregada na recuperação de um óleo leve com teor de cerca de 8% molar de CO2 em condições análogas às do pré-sal de alta pressão e baixa temperatura, onde fenômenos físicos inerentes à injeção WAG-CO2 são incorporados aos modelos de simulação de reservatórios através dos modelos de histerese da permeabilidade relativa, tal como o modelo trifásico de Larsen e Skauge (1998). Este trabalho tem como foco o estudo dos efeitos da modelagem da histerese de permeabilidade relativa em simulações de injeção WAG-CO2 miscível. Dois modelos sintéticos de reservatório com óleo leve e com diferentes graus de heterogeneidade são estudados. Os modelos de simulações empregam a formulação composicional por ser mais apropriada em casos de injeção de gás miscível em óleo leve. A histerese causa redução da permeabilidade relativa aos fluidos, o que pode gerar dois efeitos: o aumento da eficiência local de varrido de óleo e a perda de injetividade. O primeiro efeito contribui para o aumento da recuperação de óleo, enquanto a perda de injetividade, dependendo das condições operacionais dos poços, resulta na redução da quantidade de fluidos injetada, prejudicando a recuperação. O predomínio de um desses dois efeitos faz com que a implementação dos efeitos da histerese de permeabilidade relativa nos modelos de simulação com injeção WAG resulte em recuperações finais de óleo diferentes das obtidas nos casos em que a histerese não é considerada, atingindo-se valores até 8% maior ou menor conforme efeito predominante e condições operacionais utilizadas / Abstract: The Brazilian pre-salt reservoirs present large volumes of light oil with a significant amount of dissolved CO2. It is intended to use CO2 produced in the pre-salt as an injection gas on the enhanced oil recovery method of water-alternating-gas (WAG) injection. In this work, the miscible WAG-CO2 injection is used in light oil recovery with an amount of 8% molar CO2 in similar conditions to pre-salt with high pressure e low temperature where physical phenomena involving WAG-CO2 injection applied to a reservoir of light oil with dissolved CO2 are built into the reservoir simulation models through the hysteresis of relative permeability models, as the Larsen and Skauge (1998) model. This work focuses on the study of the effects of modeling the hysteresis of relative permeability in simulation of miscible WAG-CO2 injection. Two synthetic reservoir models with light oil and different heterogeneities are studied. The simulation models employ the compositional formulation because it is more appropriate in cases of miscible gas injection in light oil. The hysteresis causes a reduction of the relative permeability of the fluid, which can cause two effects: increased local oil swept efficiency and the loss of injectivity. The first effect contributes to increase the oil recovery, while the loss of injectivity, depending on the operating conditions of the wells, results in a reduction of the amount of injected fluids, reducing the recovery. The predominance of one of these two effects makes the implementation of the effects of hysteresis of the relative permeability in simulation models with WAG injection exhibit different results compared to those models without hysteresis, reaching values up to 8% higher or lower according to the predominant effect and operational conditions used / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo