Orientador: Antonio Carlos Bannwart / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica, Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-08-03T21:05:55Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Trevisan_FranciscoExaltacao_M.pdf: 3270691 bytes, checksum: fe9889927a406d7a231ce2e2e37eb5cc (MD5) Previous issue date: 2003 / Resumo: Considerados de grande importância na indústria de petróleo, os óleos pesados constituem grande parte da reserva nacional, e mundial, a ser explotada e produzida. Devido a dificuldades associadas às características desfavoráveis deste tipo de óleo, como viscosidade e densidade, tem-se procurado métodos que viabilizem economicamente sua produção e transporte. Uma dessas técnicas é o core flow, que consiste basicamente na injeção lateral de pequenas quantidades de água junto ao óleo para que a primeira lubrifique o escoamento. Entretanto com a queda de pressão ao longo da tubulação, é inevitável que haja o desprendimento do gás inicialmente em solução no petróleo, o que altera as características do escoamento bifásico óleo pesado-água. Neste trabalho foram feitos testes experimentais para obter diversas informações sobre os padrões de fluxo em escoamento horizontal e as queda de pressão correspondentes. Foram elaborados mapas de fluxo onde se encontram os diversos padrões observados para cada trio de vazões de cada fase escoada. Os gradientes de pressão obtidos foram apresentados em forma de cartas e também comparados com outros tipos de fluxo, para melhor avaliar o comportamento das perdas de carga. Além disso, foi elaborado uma correlação matemática que prevê o gradiente de pressão estimando uma viscosidade equivalente do fluxo trifásico. A presença do gás aumentou o gradiente de pressão, porém o método de injeção de água para o transporte de óleos pesados provou ainda ser eficaz / Abstract: Considered to be of great importance to the oil industry, heavy oils represent a significant part of national, and worldwide, unexploited reserves. Do to the difficulties associated with the unfavorable characteristics ofthis type of oil, such as viscosity and density, heavy oil economic production and transportation techniques are being studied. One of these methods is the core flow, which consists on the lateral injection offew amounts ofwater that lubricates the oil flow. However, the pressure drop along the tube makes the gas dissociation inevitable, which wiIl alter the oil-water flow characteristics. This work presents an experimental study done to obtain more information on horizontal three-phase flow pattems and the corresponding pressure drop. Flow maps were developed, where the observed pattems were related to its corresponding superficial velocity trios. The obtained pressure gradients are presented in graphic forms and compared to other flow types, for a better evaluation of its behavior. A mathematical correlation that predicts the pressure loss by estimating an equivalent viscosity was also developed. Despite the pressure gradient increase, caused by the gaseous phase, the technique of water injection for the transport ofheavy oil has still proven to be efficient / Mestrado / Explotação / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Antonio Carlos Bannwart / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-22T07:33:01Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Paternost_GuilhermeMiranda_M.pdf: 4957872 bytes, checksum: 34efcf3e5536aa84d89fa2b289df6cee (MD5) Previous issue date: 2013 / Resumo: O bombeio centrífugo submerso (BCS) é o segundo método de elevação artificial mais utilizado em poços de petróleo no mundo. Nestes poços, o equipamento está sujeito à influência de fluidos viscosos e à presença de gás livre, os quais impactam significativamente seu desempenho já que este é resultado da dinâmica de fluidos nos impelidores e difusores da bomba. Historicamente, devido ao escoamento de gás e de fluidos viscosos se tratarem de situações distintas, as maiorias dos estudos realizados analisam estes fenômenos separadamente vistos a complexidade e particularidades existentes de cada. O objetivo deste trabalho é a realização de um estudo experimental de avaliação do desempenho de uma bomba centrífuga sob os dois fenômenos, onde foi mensurado o impacto e a interação das principais variáveis que afetam seu desempenho. Para isto, foi construída uma bancada experimental constando de uma bomba centrífuga do tipo voluta, permitindo medir seu desempenho com água e fluido viscoso juntamente com os efeitos de fração de vazio, diâmetro de bolha e pressão de entrada. Foi também avaliada uma proposta existente de mapeamento do comportamento de uma bomba centrífuga operando com escoamento monofásico em função de números adimensionais que traduzem os efeitos combinados da viscosidade e da rotação. Foram sugeridas modificações e correlações baseadas nesta proposta e seus resultados comparados aos dados experimentais obtidos / Abstract: The Electrical Submersible Pumping (ESP) is the second most commonly used artificial lift method worldwide, being responsible for the highest amount of total fluids produced (oil and water). In wells using this method, the equipment may be subjected to viscous fluids and free gas flow, both affecting pump performance since it is a result of the fluid dynamics inside its impellers and diffusers. Generally, since the presence of free gas and liquid viscosity are independent phenomena, most studies so far have examined their effect separately due to their complexity. The purpose of this experimental study is to take another step towards understanding the performance of a centrifugal pump under these two phenomena, measuring the impact of the main variables involved. A testing rig consisting of a centrifugal pump of volute type was built, where its performance was measured with the varying effects of viscosity, void fraction and rotational speed / Mestrado / Explotação / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Rosângela Barros Zanoni Lopes Moreno / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-28T12:56:20Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Dominguez_LuciaGarcia_M.pdf: 8169227 bytes, checksum: 3b6d0e210f4dc8a2db3d9f8b9f93f6c0 (MD5) Previous issue date: 2015 / Resumo: A capacidade de armazenamento de hidrocarbonetos no reservatório depende do tipo de rocha e da estrutura dos poros. Uma das propriedades rocha-fluido mais estudadas é a permeabilidade relativa, ou seja, a medida da resistência ao escoamento que um fluido apresenta na presença de outro. A permeabilidade relativa é essencial para a avaliação dos processos de recuperação de hidrocarbonetos e previsão do escoamento multifásico de fluidos através do reservatório. A permeabilidade relativa depende de outros parâmetros que têm sido estudados por especialistas durante os últimos anos, como saturação dos fluidos, molhabilidade, tensão interfacial, estrutura porosa, temperatura, heterogeneidades e vazão de deslocamento. Em relação ao efeito da vazão de deslocamento na permeabilidade relativa, muitas pesquisas têm sido realizadas sem conseguir um acordo. Por tanto, a principal motivação deste estudo é a falta de conformidade na literatura. O foco do trabalho é encontrar se existe dependência da permeabilidade relativa com a vazão e avaliar este efeito em óleos de diferentes viscosidades. Foram realizados quinze testes de deslocamento em regime transiente a temperatura e vazão constantes. Os experimentos de laboratório foram executados com três plugues, cortados a partir de uma amostra única de rocha carbonática e saturados com três óleos de viscosidades diferentes, respetivamente. Foram utilizadas três vazões diferentes para cada amostra, que correspondem aos valores mínimo, máximo e intermediário de acordo o critério de dos Santos et al (1997) que visa balancear as forças viscosas, capilares e gravitacionais. Estas vazões foram variadas começando pela maior e diminuindo até a menor e posteriormente revertendo o ciclo, para observar se a sequência seguida influencia nos resultados. A análise dos resultados foi realizada mediante o método de Johnson-Bossler-Naumann para calcular as permeabilidades relativas ao óleo e à água. Sob as condições dos testes realizados, observou-se que as saturações e permeabilidades dos pontos terminais bem como as curvas de permeabilidade relativa, dependem da vazão. Além disso, pode-se observar que as variações foram diferentes dependendo da viscosidade do óleo utilizado. Deste modo, o óleo de menor viscosidade sempre se comportou de modo contrário ao de maior viscosidade e a mistura dos outros dois teve um comportamento intermediário. Este comportamento tem sido atribuído, nos óleos mais viscosos, a um aumento no ângulo de contato e consequente diminuição do número capilar em resposta à vazão mais elevada. Já nos óleos menos viscosos, a vazão não altera significativamente o ângulo de contato e, portanto, o número capilar aumenta com a vazão. Estas diferenças na variação do número capilar, dependendo do óleo utilizado, podem gerar as tendências diferentes nos resultados e explicar o desacordo na literatura / Abstract: The storability of hydrocarbons in the reservoir is dependent upon the rock formation and the pore structures. One of the main important rock-fluid property is the relative permeability, a measure of the flow resistance of one fluid in the presence of another one into the rock. Relative permeability depends on other parameters which have been studied by researchers during the years like fluid properties and saturation, wettability, interfacial tension, porous structure, temperature, heterogeneity and flow rate. Many researchers have focused on flow rate influence in relative permeability curves without obtaining agreement. Therefore, the main motivation for this study is the lack of conformity in the literature. The focus of the work is to find whether there is dependence of relative permeability with the flow and evaluate this effect in oils of different viscosities. Fifteen transient displacement tests were performed at constant temperature and flow rate. The laboratory experiments were performed with three plugs, cut from a single sample of carbonate rock and saturated with three fluids of different viscosities, respectively. Three different flow rates were used for each sample, corresponding to the minimum, maximum and intermediate according to dos Santos et al criterion (1997) which aims to balance the viscous, capillary and gravitational forces. These flow rates were varied starting with the largest and decreasing to the smallest, and subsequently reversing the cycle, to see if the next sequence influences the results. Experimental results were analyzed using JBN method (Johnson-Bossler-Naumann) to calculate oil and water relative permeability curves. Under the studied circumstances, it was observed that the end point saturations and permeabilities and the relative permeability curves depend on the flow rate. Moreover, variations were different depending on the viscosity of the oil used. Thus, the lower viscosity oil will always behave in a contrary manner to the higher viscosity and the mixture of the other two had an intermediate performance. This behavior has been attributed, for more viscous oils, to an increment in contact angle and thus diminution in the capillary number in response to the higher flow. Nevertheless in lower viscous oils, the flow rate does not alter significantly the contact angle and thus the capillary number increases with flow rate. These differences in the variation of the capillary number depending on the oil used may generate the differences on the results trends and explain the disagreement in the literature / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestra em Ciências e Engenharia de Petróleo

Este trabalho descreve um método para expandir a aplicabilidade do sistema FreeFlow-2D para problemas de escoamentos de fluidos multifásicos. Este método permite a simulação de escoamento de fluido multifásico, incompressível e com superfície livre. Um número arbitrário de fases com propriedades diferentes pode ser utilizado. Tensões superficial e interfacial são também consideradas. A técnica numérica utilizada baseia-se no GENSMAC (Generalized-Simplified-Marker-and-Cell) e consideram-se propriedades variáveis de acordo com a posição da interface durante o escoamento. O campo de velocidade é computado utilizando-se às equações de Navier-Stokes discretizadas por esquema de diferença finita numa malha deslocada. O método foi implementado em três módulos: Modelador, Simulador e Visualizador. A validação foi efetuada comparando-se os resultados numéricos com resultados analíticos e experimentais. O método mostrou-se robusto e computacionalmente eficiente para os problemas considerados. / This work describes a method to expand the applicability of the system FreeFlow-2D in multi-phase flows problems. This method allows the simulation of incompressible free surface multi-phase flows. An arbitrary number of phases having different properties can be used. Surface and interface tension effects are also considered. The numerical technique is based on the GENSMAC (Generalized-Simplified-Marker-and-Cell) and it considers the properties varying according to the position of the interfaces in the flow. The velocity field is computed using the Navier-Stokes equations discretized by finite-difference on stagered grid. The method was implemented in three modules: the modeling module, the simulation module, and the visualization module. The validation was effected by comparing numerical results with analytical and experimental results. The method shown to be robust and computationally efficient in the problems considered.

In the present work, the flow behavior of an oil-in-water emulsion around and inside the measurement chamber of an in-line optical sensor probe is studied. The emulsion consists of a metalworking fluid, with oil droplets diameter ranging from 100 nanometers to 100 micrometers. The design of the UV-Vis light spectrometer probe is in accordance with the concept proposed in the research project named EPM (Emulsion Process Monitor in Metalworking Processes), carried out within the scope of the BRAGECRIM program between the University of São Paulo and the University of Bremen. This study is based on the numerical simulation of the interactions between the emulsion and the measurement system using computational fluid dynamic techniques, and is aimed at evaluating the effects of the probe geometry, its position relative to the flow field, and fluid properties on the expected spectrometer readings. Such effects are correlated with changes in droplet concentration and or droplet size segregation inside the measurement chamber of the optical probe, which can cause changes in the scattered light intensity readings. Segregation effects due to flow disturbances around the probe can be neglected under normal measurement conditions, with the probe facing the slit area inlet against the flow stream. Based on the simulation results, even if the probe is misplaced, the effect on the measurements is still insignificant. In-situ measurements carried out in a laboratory set up installed in the injection tube of a drilling machine support the simulation results, since no segregation effect related to the measurement system was observed. In addition to the study, the possibility of bacteria attachment on the internal glass walls of the probe was evaluated and it was found that when the flow velocity is large enough to produce a wall shear stress of about 3-5 Pa the bacterial contamination may be avoided. Changes in the probe geometry are proposed in order to attain an isokinetic condition for the flow around and inside the probe, resulting in a higher wall shear stress for lower inlet flow velocities. An additional study was performed using a tracking particle model to understand the relevance of the individual particles behavior under different flow conditions. The results do not indicate any significant effect on the measurements inside the probe, although additional studies should be carried out in this topic by considering a population balance model for the oil droplets. / O presente trabalho tem como objetivo o estudo do comportamento do escoamento de uma emulsão do tipo óleo - em água que flui no interior de câmara/duto de medição e que tem como obstáculo em seu caminho uma sonda de um sensor óptico, sensor óptico este que deve avaliar em tempo real a estabilidade da emulsão onde está inserido. A emulsão é constituída por um fluido de corte para usinagem, com gotículas de óleo de diâmetro variando de 100 nanômetros para 100 micrometros. A sonda utilizada junto ao espectrômetro de luz UV- Vis está de acordo com o conceito proposto no projeto de pesquisa chamado EPM (Emulsion Process Monitor in Metalworking Fluid), realizado no âmbito do programa BRAGECRIM entre a Universidade de São Paulo e a Universidade de Bremen. Este estudo baseia-se na simulação numérica das interações entre a emulsão e o sistema de medição proposto, utilizando técnicas de Fluido Dinâmica Computacional (CFD), e tem por objetivo avaliar os efeitos da geometria da sonda, a sua posição em relação ao campo do escoamento, e propriedades do fluido, em especial as propriedades a serem medidas pelo espectrômetro. Tais efeitos estão correlacionadas com alterações na concentração de gotas e a segregação ou o tamanho das gotas dentro da câmara de medição da sonda óptica, o que pode causar mudanças nas leituras de intensidade de luz difusa. Efeitos de segregação devido a perturbações do escoamento em torno da sonda podem ser negligenciados, em condições normais de medição, com a sonda voltada para frente e sua área de entrada contra a corrente do escoamento. Com base nos resultados de simulação, mesmo que a sonda seja deslocada, o efeito sobre as medições ainda é insignificante. Medições foram efetuadas em laboratório e também foram realizadas medições in-situ utilizando um adaptador de medição acoplado diretamente no tubo de injeção de fluido de corte da máquina de perfuração, estes testes foram feitos para de validar os resultados obtidos por simulação, uma vez que não se observou qualquer efeito de segregação relacionada com o sistema de medição. Além disso, foi acrescentada ao estudo, a possibilidade de fixação de bactérias nas paredes de vidro internas da sonda e verificou-se que quando a velocidade de escoamento é suficientemente grande para produzir uma tensão de cisalhamento de cerca de 3-5 Pa a fixação de bacteriana pode ser evitado. Aproveitando os resultados do estudo para prevenção de contaminação por bactéria, mudanças na geometria da sonda foram propostas a fim de atingir uma condição isocinética para o escoamento ao redor e dentro da sonda, resultando em uma maior tensão de cisalhamento para baixas velocidades de fluxo de entrada. Por fim um estudo adicional foi realizado utilizando um modelo de rastreamento de partículas para compreender a relevância do comportamento individual de cada partícula no escoamento da emulsão. Os resultados não indicam qualquer efeito significativo sobre as medições no interior da sonda, embora estudos adicionais devem ser realizados neste tópico, considerando um modelo de balanço populacional para as gotículas de óleo.

Uma das dificuldades relacionadas com a exploração de petróleo é o transporte de óleo pesado, que devido a sua alta viscosidade, acarreta em uma elevada perda de carga no sistema. Para proporcionar economia de energia aplica-se o método do Core Annular Flow (CAF) onde é utilizado um escoamento anular bifásico em que a água escoa na periferia da tubulação para redução do gasto energético. O presente trabalho visou compreender e reproduzir este fenômeno, desenvolvendo simulações em CFD através do pacote comercial ANSYS FLUENT considerando o escoamento 3D, turbulento, isotérmico e incompressível para casos estacionários e transientes. A interface entre a água e o óleo foi adequadamente reproduzida em diferentes geometrias como tubo reto e com curva. O método LES para simulação de grandes escalas provou ser o melhor método de turbulência dentre os testados, como k-epsilon e modelo de tensores de Reynolds, de forma com que a interface fosse representada corretamente. O modelo para sistema multifásico adotado foi o Volume de Fluido (VOF), comparado com o comportamento experimental e com dados da literatura. Os fenômenos de swirl observados experimentalmente também foram reproduzidos de forma satisfatória. / One of the difficulties related to oil exploration is the transportation of heavy oil, which due to its high viscosity, causes a high pressure drop in the system. In order to provide energy savings, the Core Annular Flow (CAF) method applies where a two-phase annular flow occurs in which water flows at the periphery adjacent to the pipe to reduce energy expenditure. The present work aimed to understand and reproduce this phenomenon, developing CFD simulations through the commercial package ANSYS FLUENT considering flow as 3D, turbulent, isothermal and incompressible for stationary and transient cases. The interface between water and oil has been properly reproduced in different geometries such as straight pipe and pipe with a curve. The LES method for large scale simulation proved to be the best turbulence method among the tested, such as k-epsilon and Reynolds stress model, so that the interface was correctly represented. The model for the multiphase system adopted was the Volume of Fluid (VOF), compared to the experimental behavior and with data from the literature. The experimentally observed swirl phenomena were also reproduced satisfactorily.

Orientador: Henry França Meier. / Coorientador: Dirceu Noriler. / Dissertação (Mestrado em Engenharia Química) - Programa de Pós-Graduação em Engenharia Química, Centro de Ciências Tecnológicas, Universidade Regional de Blumenau, Blumenau.

Uma das dificuldades relacionadas com a exploração de petróleo é o transporte de óleo pesado, que devido a sua alta viscosidade, acarreta em uma elevada perda de carga no sistema. Para proporcionar economia de energia aplica-se o método do Core Annular Flow (CAF) onde é utilizado um escoamento anular bifásico em que a água escoa na periferia da tubulação para redução do gasto energético. O presente trabalho visou compreender e reproduzir este fenômeno, desenvolvendo simulações em CFD através do pacote comercial ANSYS FLUENT considerando o escoamento 3D, turbulento, isotérmico e incompressível para casos estacionários e transientes. A interface entre a água e o óleo foi adequadamente reproduzida em diferentes geometrias como tubo reto e com curva. O método LES para simulação de grandes escalas provou ser o melhor método de turbulência dentre os testados, como k-epsilon e modelo de tensores de Reynolds, de forma com que a interface fosse representada corretamente. O modelo para sistema multifásico adotado foi o Volume de Fluido (VOF), comparado com o comportamento experimental e com dados da literatura. Os fenômenos de swirl observados experimentalmente também foram reproduzidos de forma satisfatória. / One of the difficulties related to oil exploration is the transportation of heavy oil, which due to its high viscosity, causes a high pressure drop in the system. In order to provide energy savings, the Core Annular Flow (CAF) method applies where a two-phase annular flow occurs in which water flows at the periphery adjacent to the pipe to reduce energy expenditure. The present work aimed to understand and reproduce this phenomenon, developing CFD simulations through the commercial package ANSYS FLUENT considering flow as 3D, turbulent, isothermal and incompressible for stationary and transient cases. The interface between water and oil has been properly reproduced in different geometries such as straight pipe and pipe with a curve. The LES method for large scale simulation proved to be the best turbulence method among the tested, such as k-epsilon and Reynolds stress model, so that the interface was correctly represented. The model for the multiphase system adopted was the Volume of Fluid (VOF), compared to the experimental behavior and with data from the literature. The experimentally observed swirl phenomena were also reproduced satisfactorily.

CNPq / Dentre os diversos tipos de escoamentos multifásicos, o escoamento particulado desperta interesse devido à sua presença em diversos sistemas, como na indústria farmacêutica, química e de petróleo, entre outros. Na indústria petrolífera, especificamente, o escoamento particulado pode ser utilizado quando existe o fenômeno de invasão, caracterizado pela fuga de fluido do poço em direção à formação rochosa, associado à presença de fraturas. Partículas de granulometria selecionada são adicionadas ao fluido de perfuração para promover o preenchimento das fraturas e reestabelecer a circulação no poço. Nesse sentido, o objetivo deste trabalho é investigar o escoamento particulado aplicado ao preenchimento de uma fratura perfeitamente retangular e não permeável. A modelagem matemática do escoamento utiliza uma abordagem euleriana para a fase contínua (fluido) e lagrangiana para a fase discreta (partículas). Os modelos numéricos aplicados para a solução do problema consistem no Dense Discrete Phase Model (DDPM) para o cálculo do acoplamento entre as partículas e o fluido e do Discrete Element Method (DEM) para contabilizar as colisões entre partículas. A análise em questão mostra a influência do comprimento da fratura (hF R ), de parâmetros do escoamento (número de Reynolds - Re e viscosidade dinâmica do fluido - μβ ), das partículas (diâmetro da partícula - Dp e razão entre massa específica da partícula e fluido - ρp/β ) e do processo de injeção (número de partículas injetadas - Np,inj ) sobre a formação do leito de partículas. Tal influência é analisada através do comprimento (hpct ) e posicionamento (hpct ) do leito, além do preenchimento vertical da fratura (epct ). Um leito de partículas ótimo é capaz de reduzir a vazão de fuga (Qf uga ) até um patamar próximo de zero, se formar no menor tempo possível (test ), próximo à entrada da fratura, apresentando um comprimento mínimo e um preenchimento vertical máximo. Para obter um leito ótimo, a pressão na entrada do canal (pm,CH,i ) deve ser monitorada para garantir que a pressão de fratura, que é a pressão na qual existe a falha mecânica da formação, não seja ultrapassada pela pressão gerada pela injeção de partículas. A pressão de entrada é analisada através da adimensionalização em relação à pressão no fenômeno de invasão, antes da injeção de partículas e em relação ao gradiente de pressão gerado entre a saída do canal e a saída da fratura. Os resultados obtidos mostram que todos os parâmetros são capazes de alterar as características geométricas do leito, mostrando uma influência direta na vazão de fuga e no tempo de preenchimento. / Among the most diverse types of multiphase flow, the particulate flow raises interest due to its presence in several systems such as farmaceutical, chemical and oil and gas indus- try. Specifically in the oil and gas industry the particulate flow may be applied upon the appearence of the invasion phenomenon, characterized by the fluid loss to the reservoir, associated to the presence of fractures. Particles with selected granulometry are added to the mud in order to fill the fratures and reestablish circulation. In this line, the aim of this work is to investigate the particulate flow applied to the filling of a perfectly retangular and impermeable fracture. The flow is mathematicaly modeled by an eulerian approach applied to the continuous phase (fluid) and by a lagrangian approach applied to the discrete phase (particles). The numerical models used to attain the solution of the problem are the Dense Discrete Phase Model (DDPM) which accounts for the coupling between the phases and the Discrete Element Method (DEM) which calculates particle collision. The analysis shows the influence of the fracture length (hF R ), flow paramenters (Reynolds number - Re and dynamic viscosity - μβ ), particle parameters (diameter - Dp and specific mass ratio between particles and fluid - ρp/β ) and parameters of the injection process (number of injected particles - Np,inj ) on the formation of the bed. Such influence is analyzed through the length (hpct ) and heigth (hpct ) of the bed and the vertical filling of the fracture (epct ). An optimal bed would be capable to attain a fluid loss close to zero in the least time possible (test ) by forming itself very close to the fracture entering, having a minimum length and a maximum height. In order to obtain the optimized bed, the pressure on the channel inlet (pm,CH,i ) should be monitored to guarantee that the fracturing pressure is not surpassed by the buildup pressure generated by the particles injection. This pressure is analyzed by the initial pressure on the inlet channel, before the particle injection, and the pressure drop generated by the fracture. Results indicate that all sensitivity parameters can alter the geometric characteristics of the bed, showing a direct influence on reducing the fluid loss through the fracture and on the filling time.

Submitted by maria angelica Varella (angelica@sibi.ufrj.br) on 2018-01-30T16:10:29Z No. of bitstreams: 1 153126.pdf: 2931268 bytes, checksum: 851ee96dff7447de0e95556e2deec4f8 (MD5) / Made available in DSpace on 2018-01-30T16:10:29Z (GMT). No. of bitstreams: 1 153126.pdf: 2931268 bytes, checksum: 851ee96dff7447de0e95556e2deec4f8 (MD5) Previous issue date: 1980-04 / CNPq / Neste trabalho desenvolve-se um modelo de elementos finitos para o estudo dos problemas de: resposta transiente (linear e não-linear), vibrações livres (linear e não-linear) e estabilidade dinâmica de tubos conduzindo fluido. Utilizando-se a descrição lagrangiana atualizada do principio dos trabalhos virtuais deduz-se a forma incremental das equações do movimento. Linearizam-se essas equações em torno da configuração de equilíbrio e discute-se o problema de vibrações livres, mostrando-se que se o tubo tem extremidades fixas existe uma integral do movimento, e obtêm-se as expressões do hamiltoniano, do lagrangiano e do princípio de Hamilton aplicáveis a este sistema. Usando-se uma generalização do quociente de Rayleigh analisa-se qualitativamente o comportamento dos auto-valores, com a variação de velocidade de escoamento e obtém-se previsões teóricas sobre a estabilidade da posição de equilíbrio. Mostra-se que, se a velocidade de escoamento e uma função periódica do tempo ocorre instabilidade por ressonância paramétrica e determinam-se as fronteiras dessas regiões. Utilizando-se o programa automático de cálculo desenvolvido, obtêm-se mapas de estabilidade para tubos com diversas condições de apoio, comprova-se a existência do ciclo limite de flutter em um problema de vibrações não-lineares de um tubo em balanço, e comparam-se as soluções linear e não-linear em um problema de resposta dinâmica transiente. / In this work, a finite element model is developed to analyze: linear and non-linear transient response and free vibrations problems and dynamic stability of pipes conveying fluid. Making use of an updated lagrangian formulation for the principle of virtual work the incremental equations of motion are deduced. These equations are linearized about the equilibrium configuration and the free vibration problem is discussed, showing that an integral of motion exists when the pipes have fixed supports. Expressions for the hamiltonian, the lagrangian and the Hamilton's principle are then derived. A generalized Rayleigh quotient is used to study the influence of flow velocity on the eigenvalues behaviour, and theoretical estimates for the stability of the equilibrium position are obtained. It is shown that, for a periodic flow velocity, parametric resonance occurs and the boundaries of these instability regions are determined. A computer program was developed and used to get some numerical results namely: stability maps for pipes with different support conditions;existence of a limit cycle flutter in a non-linear problem vibration, for a cantilever pipe; comparison of linear and non-linear solutions for a transient dynamic response problem.