Submitted by Johnny Rodrigues (johnnyrodrigues@ufcg.edu.br) on 2018-07-23T14:03:56Z No. of bitstreams: 1 MARIA JOSEANE FELIPE GUEDES - DISSERTAÇÃO PPGMAT 2009..pdf: 832637 bytes, checksum: a59817bc76f58e4b327016c2e8295ba1 (MD5) / Made available in DSpace on 2018-07-23T14:03:56Z (GMT). No. of bitstreams: 1 MARIA JOSEANE FELIPE GUEDES - DISSERTAÇÃO PPGMAT 2009..pdf: 832637 bytes, checksum: a59817bc76f58e4b327016c2e8295ba1 (MD5) Previous issue date: 2009-04 / CNPq / Neste trabalho é considerado o problema de Riemann para um sistemas de leis de conservação modelando a recuperação de óleo de um reservatório petrolífero pela injeção de uma mistura do tipo água e gás. supondo que o mesmo contenha inicialmente uma mistura do tipo água e óleo. A partir da teoria de Leis de Conservação é determinada a solução do problema de Riemann considerando os várias casos possíveis para dados de produção. Para cada um desses dados de produção são considerados todos os casos possíveis de injeção da mistura água/gás. Para cada caso de produção é mostrada a existência de estados especiais de injeção separando construções distintas de soluções no espaço de estados. Além disso, entre esses estados especiais de injeção um deles é crítico, no sentido que a solução é dada de duas ou três maneiras distintas no espaço de estados, porém representando a mesma solução no espaço físico - xt. Em geral a solução do problema de Riemann consiste de duas ondas separadas por um estado intermediário constante quando o dado de produção está próximo de situações extremas, em que a saturação inicial da água ou do óleo é maximal. Para estados de produção com uma proporção mais homogénea da mistura de água e óleo a solução pode consistir de até três ondas para alguns casos de injeção de uma mistura contendo uma proporção maior de gás do que de água. Nesses casos uma onda não clássica, i. e. uma onda transicional, deve ser usada. / In this work we consider the Riemann probíem for a system of conservation laws modeling the oil recovery for a three-phase flow in a porous médium by the injection of a mixture of water and gas in a reservoir whieh is initially filled with a mixture of water and oil. Using the theory of conservation laws, the solution of the Rieman problem is determined considering ali possibilities for the production data. For each of these production data. ali possible cases for the injected gas/ water mixture are considered as well. For each production case it is shown the existence of some special injection data separating distinct constmctions of Solutions in the state space. Moreover, among these special injection data one of them is criticai in the sense that the wave sequence that describes the solution can be represented by two or three distinct paths in the state space, but consisting of the same solution in the physical space - xi. In general the solution of the Riemann problem consists of a sequence of two waves separated by one intermediate constant state when the production data are closed to the extreme situations where the initial water or oil saturations are maximal. For production data with a more homogeneous initial water and oil proportion, the solution may consists up to three waves separated by two constant intermediate states for some injected mixtures containing a hígher proportion of gas than water. In such cases a nonelassical wave, i. e. a transitional wave, must be used.

Escoamentos gás-líquido assim como escoamento líquido-líquido-gás em duto de geometria anular estão presentes em muitas aplicações industriais, por exemplo, em poços de petróleo direcionais. No entanto, até mesmo características globais de escoamento gás-líquido nessa geometria, como os padrões de escoamento ou gradiente de pressão, não são ainda totalmente compreendidas. E ainda, informações são escassas quando se refere a escoamento trifásico nessa geometria, cuja aplicação está relacionada ao fenômeno de inversão de fase, que é de extrema importância não apenas para ao setor petrolífero, como para a indústria alimentícia. O presente estudo experimental tem como objetivo avaliar o escoamento líquido-gás, apresentar dados inéditos de escoamento gás-líquido para três viscosidades de óleo, além de avaliar o fenômeno de inversão de fase em escoamento ascendente vertical em duto anular de grande diâmetro. Um aparato experimental inclinável com 10,5 m de comprimento foi projetado e construído para este trabalho. As dimensões radiais do duto anular estão em escala real, conforme se verifica em poços de petróleo e gás. A investigação em escoamento gás-líquido foi conduzida utilizando água, óleo e ar comprimido como fluidos de trabalho em escoamento ascendente vertical em duas geometrias: (i) um tubo com diâmetro de 95 mm e (ii) um duto de configuração anular e concêntrico, com diâmetro hidráulico de valor igual ao diâmetro do tubo. A avaliação do fenômeno de inversão de fase em escoamento trifásico foi conduzida em condições equivalentes em três geometrias: (i) tubo vertical menor com diâmetro de 50 mm, (ii) tubo com diâmetro de 95 mm e (iii) um duto anular concêntrico. Padrões de escoamento, queda de pressão e fração volumétrica de fase foram obtidos para ambos os escoamentos gás-líquido e líquido-líquido-gás. Os dados coletados nesse trabalho são de grande importância para o desenvolvimento de novas correlações de fechamento, que são essenciais para o projeto otimizado de poços de petróleo. Dados inéditos de escoamento bifásico óleo-gás são apresentados, bem como um estudo pioneiro em inversão de fase em escoamento trifásico com velocidade superficial de gás e viscosidade do óleo elevadas. / Two-phase flows as well as three-phase flow in annular geometry are present in many industrial applications, for example in oil directional wells. However, even global characteristics of gas-liquid flow in this geometry, such as flow patterns and pressure gradient are not fully understood. Moreover, information is scarce when it refers to three-phase flow in this geometry, which application is related to the phase inversion phenomenon, which is of extreme importance and not only for the oil industry. This experimental study aims to evaluate the liquid-gas flow, present new data from gas-liquid flow for three oil viscosities and evaluate the phase inversion phenomenon in vertical upward flow in large diameter annular duct. An experimental apparatus with 10.5 m length was designed and built for this work. The radial dimensions of the annular duct are similar to full scale, as observed in oil and gas wells. The investigation into gas-liquid flow was conducted using water, oil and compressed air as working fluids in an ascending vertical flow in two geometries: (i) a tube with 95 mm diameter and (ii) a concentric annular duct with hydraulic diameter equivalent to the tube internal diameter. The evaluation of the phase inversion phenomenon in three-phase flow was conducted under equivalent conditions for three geometries: (i) smaller vertical tube with 50 mm of internal diameter, (ii) tube with 95 mm of internal diameter and (iii) concentric annular duct with hydraulic diameter of 95 mm. Flow patterns, pressure drop and volumetric phase fraction were obtained for both gas-liquid and gas-liquid-liquid flows. The data collected in this study are of great importance for the development of new closing correlations, which are essential for the optimized design of oil wells. New two-phase flow data for three oil viscosities, not found in the literature, are presented as well as a pioneer study in three-phase-flow phase inversion with high oil viscosity and high superficial gas velocity.

Escoamentos gás-líquido assim como escoamento líquido-líquido-gás em duto de geometria anular estão presentes em muitas aplicações industriais, por exemplo, em poços de petróleo direcionais. No entanto, até mesmo características globais de escoamento gás-líquido nessa geometria, como os padrões de escoamento ou gradiente de pressão, não são ainda totalmente compreendidas. E ainda, informações são escassas quando se refere a escoamento trifásico nessa geometria, cuja aplicação está relacionada ao fenômeno de inversão de fase, que é de extrema importância não apenas para ao setor petrolífero, como para a indústria alimentícia. O presente estudo experimental tem como objetivo avaliar o escoamento líquido-gás, apresentar dados inéditos de escoamento gás-líquido para três viscosidades de óleo, além de avaliar o fenômeno de inversão de fase em escoamento ascendente vertical em duto anular de grande diâmetro. Um aparato experimental inclinável com 10,5 m de comprimento foi projetado e construído para este trabalho. As dimensões radiais do duto anular estão em escala real, conforme se verifica em poços de petróleo e gás. A investigação em escoamento gás-líquido foi conduzida utilizando água, óleo e ar comprimido como fluidos de trabalho em escoamento ascendente vertical em duas geometrias: (i) um tubo com diâmetro de 95 mm e (ii) um duto de configuração anular e concêntrico, com diâmetro hidráulico de valor igual ao diâmetro do tubo. A avaliação do fenômeno de inversão de fase em escoamento trifásico foi conduzida em condições equivalentes em três geometrias: (i) tubo vertical menor com diâmetro de 50 mm, (ii) tubo com diâmetro de 95 mm e (iii) um duto anular concêntrico. Padrões de escoamento, queda de pressão e fração volumétrica de fase foram obtidos para ambos os escoamentos gás-líquido e líquido-líquido-gás. Os dados coletados nesse trabalho são de grande importância para o desenvolvimento de novas correlações de fechamento, que são essenciais para o projeto otimizado de poços de petróleo. Dados inéditos de escoamento bifásico óleo-gás são apresentados, bem como um estudo pioneiro em inversão de fase em escoamento trifásico com velocidade superficial de gás e viscosidade do óleo elevadas. / Two-phase flows as well as three-phase flow in annular geometry are present in many industrial applications, for example in oil directional wells. However, even global characteristics of gas-liquid flow in this geometry, such as flow patterns and pressure gradient are not fully understood. Moreover, information is scarce when it refers to three-phase flow in this geometry, which application is related to the phase inversion phenomenon, which is of extreme importance and not only for the oil industry. This experimental study aims to evaluate the liquid-gas flow, present new data from gas-liquid flow for three oil viscosities and evaluate the phase inversion phenomenon in vertical upward flow in large diameter annular duct. An experimental apparatus with 10.5 m length was designed and built for this work. The radial dimensions of the annular duct are similar to full scale, as observed in oil and gas wells. The investigation into gas-liquid flow was conducted using water, oil and compressed air as working fluids in an ascending vertical flow in two geometries: (i) a tube with 95 mm diameter and (ii) a concentric annular duct with hydraulic diameter equivalent to the tube internal diameter. The evaluation of the phase inversion phenomenon in three-phase flow was conducted under equivalent conditions for three geometries: (i) smaller vertical tube with 50 mm of internal diameter, (ii) tube with 95 mm of internal diameter and (iii) concentric annular duct with hydraulic diameter of 95 mm. Flow patterns, pressure drop and volumetric phase fraction were obtained for both gas-liquid and gas-liquid-liquid flows. The data collected in this study are of great importance for the development of new closing correlations, which are essential for the optimized design of oil wells. New two-phase flow data for three oil viscosities, not found in the literature, are presented as well as a pioneer study in three-phase-flow phase inversion with high oil viscosity and high superficial gas velocity.

A ocorrência frequente de escoamentos multifásicos em tubulações tem motivado um grande interesse acadêmico nas últimas décadas. O caso particular de escoamentos líquidolíquido é geralmente encontrado na indústria do petróleo, onde uma série de aplicações envolve escoamentos óleo-água, tais como a produção de petróleo e seu transporte. No entanto, ele não tem recebido a mesma atenção quando comparado com escoamentos gás-líquido. Ainda não existe uma explicação física razoável para um número significativo de fenômenos observados em escoamento óleo-água, como o fenômeno de redução de atrito, observado em escoamento disperso, e a estrutura interfacial ondulada em escoamento estratificado. Os escoamentos trifásicos têm sido ainda menos estudados. Há técnicas de medição, desenvolvidas para escoamento gás-líquido, que supostamente são adaptáveis aos escoamentos líquido-líquido, mas várias delas ainda precisam de validação adequada. O sensor wire-mesh, um método híbrido baseado na medição de resistência ou capacitância, que combina medição local intrusiva da fração de fase e imagens tomográficas transversais, oferece uma boa resolução espacial e alta resolução temporal em comparação com outras técnicas atuais. Porém, a literatura existente em aplicações do sensor wire-mesh cobre quase apenas o escoamento gás-líquido e, até agora, não é possível avaliar o limite de viscosidade do fluido para a sua aplicação. Neste contexto, este projeto propõe o estudo de aspectos importantes da fenomenologia de escoamentos líquido-líquido e líquido-líquido-gás com o auxílio da tecnologia wire-mesh. O principal objetivo prático é a validação da técnica wire-mesh como ferramenta de referência para o desenvolvimento de instrumentação para aplicações em campos petrolíferos, com especial atenção devotada ao efeito da viscosidade do óleo sobre a confiabilidade da medição e à extensão da tecnologia para lidar com escoamentos óleo-água-gás. / The frequent occurrence of multiphase flows in pipes has motivated a great research interest over the last decades. The particular case of liquid-liquid flow is commonly encountered in the petroleum industry, where a number of applications involve oil-water flow such as crude oil production and transportation. However, it has not received the same attention when compared to gas-liquid flow. There is no reasonable physical explanation for a significant number of phenomena observed in oil-water flow, as the drag reduction phenomenon observed in dispersed flow and the interfacial wavy structure of stratified flow. Much less has been investigated when it comes to three-phase flow. Several measurement techniques that are supposed to be adaptable to liquid-liquid flow have been proposed recently, but many of them still need proper validation. The wire-mesh sensor, a hybrid impedance-based method that combines intrusive local measurement of phase fraction and tomographic cross-sectional imaging, offers good spatial resolution and high temporal resolution in comparison with other current techniques. However, the existing literature on wire-mesh sensor applications covers almost only the gas-liquid flow and, so far, it is not possible to evaluate the fluid-viscosity limit for its application. In that context, this project proposes the study of important aspects of liquidliquid and liquid-liquid-gas flow phenomenology with the aid of the wire-mesh technology. The main goal is the validation of the wire-mesh technique as a reference tool for the development of instrumentation for oilfield application, with especial attention paid to the effect of oil viscosity on measurement reliability and the extension of the technology for dealing with oil-water-gas flow.

A maioria dos poços de petróleo offshore explorados no Brasil utilizam a técnica de elevação artificial de petróleo conhecida como gas-lift. Mais importante, há previsão de uso intensivo dessa técnica nos poços do pré-sal, sob pressões extremas e condições operacionais ainda não compreendidas completamente. O efeito de injetar gás em um escoamento em tubo vertical é o decréscimo do componente gravitacional do gradiente de pressão total. Por outro lado, os óleos pesados (10 < ºAPI < 19) são viscosos e difíceis de escoar. Em certas ocasiões, este tipo de petróleo não é extraído pela falta de tecnologia viável ou pelo alto custo do processo de produção. Alguns estudos recentes indicam que, para óleos ultra viscosos, o cisalhamento viscoso (componente \"friccional\") seria significativo no computo do gradiente de pressão total. Percebe-se, portanto, que deve existir, para cada condição de escoamento específica, um grau API ou uma viscosidade limite do fluido, acima do qual a técnica gas-lift torna-se ineficiente, quando não inútil. Dessa forma, o estudo do uso da água como fluido coadjuvante para a elevação artificial torna-se válido para óleos viscosos e pode ser indicado para melhorar a produtividade e reduzir a potência requerida de bombeamento. Outra questão é a possibilidade do escoamento trifásico gás-óleo-água ser promissor na redução do gradiente de pressão total. Dessa forma, para a prospecção dessa problemática e a avaliação dessas questões foram realizados testes em laboratório, utilizando misturas de óleos de diversas viscosidades (100 cP, 220 cP e 325 cP), onde foram quantificados os ganhos oferecidos pela injeção de gás, no caso ar, e de água em termos de fatores de redução de gradiente de pressão e fatores de desempenho. Além disso, com o intuito de melhor compreender a fenomenologia de escoamentos trifásicos, foram realizadas análises quanto ao deslizamento entre as fases e a aplicabilidade do modelo de deslizamento. Por fim, através de uma modelagem, foi verificado o efeito do deslizamento entre as fases na queda de pressão total em tubulações de elevado comprimento. / Most of the offshore oil wells operated in Brazil use the artificial lifting technique known as gas-lift. More importantly, an intensive use of this technique in the pre-salt wells under extreme pressures and operating conditions not yet completely understood is planned. The effect of injecting gas into the flow in a vertical pipe is the decrease of the gravitational component of the total pressure gradient. On the other hand, the heavy oils (10 < ºAPI < 19) are viscous and difficult to flow. In some occasions, this type of oil is not extracted by the lack of viable technology or by the high cost of the production process. Some recent studies indicated that for ultra-viscous oils, viscous shear stress (\"frictional\" component) would be significant in the total pressure gradient. Therefore, there must be an API degree or a fluid viscosity limit for each specific flow condition above which the \"gas-lift\" technique becomes inefficient. Thus, the study of water used as method of artificial lift becomes valid for viscous oils and can be indicated to improve productivity and reduce the pumping power required. Another issue is that the gas-oil-water three-phase flow can be advantageous in reducing the overall pressure gradient. Thus, for prospecting of this problems and the evaluation of these issues, tests were performed in laboratory using mixtures of oils with different viscosities (100 cP, 220 cP e 325 cP), at which the gains offered by gas (air) and water injection were quantified by pressure gradient reduction factors and performance factors. Furthermore, in order to better understand the phenomenology of three phase flows, analyzes were performed about the slip between the phases and the applicability of the drift flux model. Finally, the effect of slippage between the phases in the total pressure drop in long pipes was checked through modeling.

Submitted by Johnny Rodrigues (johnnyrodrigues@ufcg.edu.br) on 2018-04-30T15:14:07Z No. of bitstreams: 1 WANESSA RAPHAELLA GOMES DOS SANTOS - DISSERTAÇÃO PPGEM 2014..pdf: 8618618 bytes, checksum: 60b0630085063a71f3865758462d46c4 (MD5) / Made available in DSpace on 2018-04-30T15:14:07Z (GMT). No. of bitstreams: 1 WANESSA RAPHAELLA GOMES DOS SANTOS - DISSERTAÇÃO PPGEM 2014..pdf: 8618618 bytes, checksum: 60b0630085063a71f3865758462d46c4 (MD5) Previous issue date: 2014-08-26 / CNPq / O escoamento multifásico está presente nas etapas de exploração, produção, transporte, processamento e distribuição de fluidos, especialmente na indústria do petróleo e gás. O uso de dutos é a maneira convencional para o transporte de petróleo por ser eficiente e econômica. Os dutos estão sujeitos a danos devido à ação de agentes de natureza físico-química que eventualmente deterioram parte dos mesmos, causando corrosão, rompimento e interrupções do fluxo do fluido. Sistemas de monitoramento de vazamentos devem ser capazes de detectar e localizar um vazamento quase que instantaneamente, reduzindo os riscos de impactos ambientais e socioeconômicos, aumentando a segurança operacional. A partir desta temática, este trabalho tem como objetivo estudar teoricamente o escoamento multifásico transiente, não-isotérmico e tridimensional de óleo, água e gás em dutos verticais com e sem vazamento, com ênfase na influência da rugosidade da parede do duto e dimensões do orifício do vazamento. Resultados das distribuições de velocidade superficial, pressão, temperatura e fração volumétrica das fases presentes no escoamento são apresentados e analisados. Verificou-se que a rugosidade da parede do duto, fase gás e a temperatura de alimentação da mistura influenciam diretamente na queda de pressão média do escoamento. / The multiphase flow occur in the stages of exploration, production, transportation, processing and distribution of fluids, especially in the oil and gas industry. The use of pipelines is the conventional, efficient and economical way to transport oil. Pipelines are subject to damage because of the action of physico-chemical nature agents that can deteriorate the duct, causing corrosion, breakage and disruption of fluid flow. Leakage monitoring systems must be able to detect and locate a leak immediately, reducing the risks of environmental and socio-economic impacts, increasing operational safety. From this theme, this work aims to study theoretically the multiphase (oil, gas and water flow), non-isothermal, transient and three-dimensional in vertical pipes with and without leakage, with emphasis on the influence of roughness of the duct wall, and dimensions of the leakage orifice. Results of velocity, pressure, temperature and volume fraction distributions of the phases present in the flow are presented and analyzed. It was found that both the wall roughness of the duct, phase gas and the inlet temperature of the mixture affect directly on average pressure drop of the flow.

A maioria dos poços de petróleo offshore explorados no Brasil utilizam a técnica de elevação artificial de petróleo conhecida como gas-lift. Mais importante, há previsão de uso intensivo dessa técnica nos poços do pré-sal, sob pressões extremas e condições operacionais ainda não compreendidas completamente. O efeito de injetar gás em um escoamento em tubo vertical é o decréscimo do componente gravitacional do gradiente de pressão total. Por outro lado, os óleos pesados (10 < ºAPI < 19) são viscosos e difíceis de escoar. Em certas ocasiões, este tipo de petróleo não é extraído pela falta de tecnologia viável ou pelo alto custo do processo de produção. Alguns estudos recentes indicam que, para óleos ultra viscosos, o cisalhamento viscoso (componente \"friccional\") seria significativo no computo do gradiente de pressão total. Percebe-se, portanto, que deve existir, para cada condição de escoamento específica, um grau API ou uma viscosidade limite do fluido, acima do qual a técnica gas-lift torna-se ineficiente, quando não inútil. Dessa forma, o estudo do uso da água como fluido coadjuvante para a elevação artificial torna-se válido para óleos viscosos e pode ser indicado para melhorar a produtividade e reduzir a potência requerida de bombeamento. Outra questão é a possibilidade do escoamento trifásico gás-óleo-água ser promissor na redução do gradiente de pressão total. Dessa forma, para a prospecção dessa problemática e a avaliação dessas questões foram realizados testes em laboratório, utilizando misturas de óleos de diversas viscosidades (100 cP, 220 cP e 325 cP), onde foram quantificados os ganhos oferecidos pela injeção de gás, no caso ar, e de água em termos de fatores de redução de gradiente de pressão e fatores de desempenho. Além disso, com o intuito de melhor compreender a fenomenologia de escoamentos trifásicos, foram realizadas análises quanto ao deslizamento entre as fases e a aplicabilidade do modelo de deslizamento. Por fim, através de uma modelagem, foi verificado o efeito do deslizamento entre as fases na queda de pressão total em tubulações de elevado comprimento. / Most of the offshore oil wells operated in Brazil use the artificial lifting technique known as gas-lift. More importantly, an intensive use of this technique in the pre-salt wells under extreme pressures and operating conditions not yet completely understood is planned. The effect of injecting gas into the flow in a vertical pipe is the decrease of the gravitational component of the total pressure gradient. On the other hand, the heavy oils (10 < ºAPI < 19) are viscous and difficult to flow. In some occasions, this type of oil is not extracted by the lack of viable technology or by the high cost of the production process. Some recent studies indicated that for ultra-viscous oils, viscous shear stress (\"frictional\" component) would be significant in the total pressure gradient. Therefore, there must be an API degree or a fluid viscosity limit for each specific flow condition above which the \"gas-lift\" technique becomes inefficient. Thus, the study of water used as method of artificial lift becomes valid for viscous oils and can be indicated to improve productivity and reduce the pumping power required. Another issue is that the gas-oil-water three-phase flow can be advantageous in reducing the overall pressure gradient. Thus, for prospecting of this problems and the evaluation of these issues, tests were performed in laboratory using mixtures of oils with different viscosities (100 cP, 220 cP e 325 cP), at which the gains offered by gas (air) and water injection were quantified by pressure gradient reduction factors and performance factors. Furthermore, in order to better understand the phenomenology of three phase flows, analyzes were performed about the slip between the phases and the applicability of the drift flux model. Finally, the effect of slippage between the phases in the total pressure drop in long pipes was checked through modeling.

A ocorrência frequente de escoamentos multifásicos em tubulações tem motivado um grande interesse acadêmico nas últimas décadas. O caso particular de escoamentos líquidolíquido é geralmente encontrado na indústria do petróleo, onde uma série de aplicações envolve escoamentos óleo-água, tais como a produção de petróleo e seu transporte. No entanto, ele não tem recebido a mesma atenção quando comparado com escoamentos gás-líquido. Ainda não existe uma explicação física razoável para um número significativo de fenômenos observados em escoamento óleo-água, como o fenômeno de redução de atrito, observado em escoamento disperso, e a estrutura interfacial ondulada em escoamento estratificado. Os escoamentos trifásicos têm sido ainda menos estudados. Há técnicas de medição, desenvolvidas para escoamento gás-líquido, que supostamente são adaptáveis aos escoamentos líquido-líquido, mas várias delas ainda precisam de validação adequada. O sensor wire-mesh, um método híbrido baseado na medição de resistência ou capacitância, que combina medição local intrusiva da fração de fase e imagens tomográficas transversais, oferece uma boa resolução espacial e alta resolução temporal em comparação com outras técnicas atuais. Porém, a literatura existente em aplicações do sensor wire-mesh cobre quase apenas o escoamento gás-líquido e, até agora, não é possível avaliar o limite de viscosidade do fluido para a sua aplicação. Neste contexto, este projeto propõe o estudo de aspectos importantes da fenomenologia de escoamentos líquido-líquido e líquido-líquido-gás com o auxílio da tecnologia wire-mesh. O principal objetivo prático é a validação da técnica wire-mesh como ferramenta de referência para o desenvolvimento de instrumentação para aplicações em campos petrolíferos, com especial atenção devotada ao efeito da viscosidade do óleo sobre a confiabilidade da medição e à extensão da tecnologia para lidar com escoamentos óleo-água-gás. / The frequent occurrence of multiphase flows in pipes has motivated a great research interest over the last decades. The particular case of liquid-liquid flow is commonly encountered in the petroleum industry, where a number of applications involve oil-water flow such as crude oil production and transportation. However, it has not received the same attention when compared to gas-liquid flow. There is no reasonable physical explanation for a significant number of phenomena observed in oil-water flow, as the drag reduction phenomenon observed in dispersed flow and the interfacial wavy structure of stratified flow. Much less has been investigated when it comes to three-phase flow. Several measurement techniques that are supposed to be adaptable to liquid-liquid flow have been proposed recently, but many of them still need proper validation. The wire-mesh sensor, a hybrid impedance-based method that combines intrusive local measurement of phase fraction and tomographic cross-sectional imaging, offers good spatial resolution and high temporal resolution in comparison with other current techniques. However, the existing literature on wire-mesh sensor applications covers almost only the gas-liquid flow and, so far, it is not possible to evaluate the fluid-viscosity limit for its application. In that context, this project proposes the study of important aspects of liquidliquid and liquid-liquid-gas flow phenomenology with the aid of the wire-mesh technology. The main goal is the validation of the wire-mesh technique as a reference tool for the development of instrumentation for oilfield application, with especial attention paid to the effect of oil viscosity on measurement reliability and the extension of the technology for dealing with oil-water-gas flow.

Submitted by Johnny Rodrigues (johnnyrodrigues@ufcg.edu.br) on 2018-07-24T14:45:11Z No. of bitstreams: 1 LUCIANO MARTINS BARROS - DISSERTAÇÃO PPGMAT 2010..pdf: 2620845 bytes, checksum: dc95731aa66d4dab123e738a1dc6b49c (MD5) / Made available in DSpace on 2018-07-24T14:45:11Z (GMT). No. of bitstreams: 1 LUCIANO MARTINS BARROS - DISSERTAÇÃO PPGMAT 2010..pdf: 2620845 bytes, checksum: dc95731aa66d4dab123e738a1dc6b49c (MD5) Previous issue date: 2010-03 / Neste trabalho obtivemos uma solução do problema de Riemann associado a um sistema de duas leis de conservação proveniente da modelagem matemática de um escoamento trifásico num meio poroso. Consideramos o caso de um reservatório petrolífero contendo inicialmente uma mistura arbitrária do tipo gás/óleo à ser deslocada pela injeção de uma mistura do tipo água/gás, também arbitrária. Usando uma combinação de métodos analíticos e computacionais determinamos a geometria das chamadas curvas de onda sob a condição de entropia de viscosidade, com matriz de viscosidade sendo a identidade. Determinamos todas as possíveis sequências de ondas que descrevem o escoamento para cada par de misturas de injeção e de produção representandoosdadosdeRiemann. Mostramosqueparadadosdeproduçãorepresentando uma mistura próxima de óleo puro, ou de gás puro, apenas duas ondas estão presentes no escoamento, independentemente da mistura de injeção. No entanto, para dados de produção representando uma melhor proporção gás/óleo mostramos a existência de uma faixa de dados de injeção para a qual três ondas estão presentes no escoamento, uma delas sendo uma onda de choque transicional. / In this work we describe a Riemann solution for a system of two conservation laws modeling a three-phase flow in a porous media. We consider the case where a petroleum reservoir is initially filled with an arbitrary gas/oil mixture to be displaced by the injection of a gas/water mixture, also arbitrary. By using a combination of analytical and computational methods we obtain the geometry of the so called wave curves under the viscous profile entropy condition, with the viscosity matrix as the identity. We determine all wave sequences describing the flow for each pair of injection andproductionmixtures,representingtheRiemanndata. Weshowthatforproduction mixture data close to pure oil, or pure gas, only two waves are present in the flow independentlyontheinjectionmixture. Nevertheless, forproductiondatarepresenting a more proportional gas/oil mixture we show the existence of a injection data range for which three waves are present in the flow, one of them being a transitional shock wave.

Submitted by Johnny Rodrigues (johnnyrodrigues@ufcg.edu.br) on 2018-08-07T21:32:49Z No. of bitstreams: 1 PATRÍCIO LUIZ DE ANDRADE - DISSERTAÇÃO PPGMAT 2013..pdf: 2307465 bytes, checksum: 10af38d3028d3a8ed79ee24d26513d97 (MD5) / Made available in DSpace on 2018-08-07T21:32:49Z (GMT). No. of bitstreams: 1 PATRÍCIO LUIZ DE ANDRADE - DISSERTAÇÃO PPGMAT 2013..pdf: 2307465 bytes, checksum: 10af38d3028d3a8ed79ee24d26513d97 (MD5) Previous issue date: 2013-05 / Neste trabalho construímos uma solução do problema de Riemann para um sistema de leis de conservação proveniente da modelagem matemática de um escoamento trifásico num meio poroso representando a propagação de misturas do tipo água-gásóleo num projeto de recuperação de um reservatório petrolífero. Usando métodos analíticos e computacionais encontramos a geometria das curvas de onda sob a condição de entropia de viscosidade, com matriz de viscosidade sendo a identidade. Mostramos que para dados à direita representando misturas próximas de óleo puro, a solução do problema de Riemann consiste genericamente de uma sequência de dois grupos de ondas relacionados às duas famílias caraterísticas, para quaisquer dados à esquerda representando uma mistura água-gás. No entanto, para dados à direita representando misturas ainda com óleo dominante, mas com uma composição maior de água e gás, surge a necessidade de acrescentar um grupo de ondas transicional na sequência que descreve a solução, para um pequeno conjunto de dados à esquerda. / In this work we construct a solution of the Riemann problem for a system of conservation laws arising from the mathematial modeling of a three-phase ow in a porous medium representing the propagation of water-gas-oil mixtures in a recovery project of a petroleum reservoir. Using analytical and computational methods we ndthe geometry of the wave curves under the viscous pro le entropy condition, with theidentity as the viscosity matrix. We show that for the right data representing almost pure oil compositions the solution of the Riemann problem generically consists of a sequence of two wave groups, related to the two characteristics families, for any left data considered representing a water-gas mixture. However, for right data representing mixtures with oil still dominant, but with a larger proportion of gas and water, a transitional wave group is required in the sequen e for a small subset of left data.