El presente trabajo de investigación, es un estudio integral de la geometría estructural, estratigrafía y potencial hidrocarburífero de la Cuenca Titicaca, basado en la información de superficie y subsuelo, recopilada y adquirida, en el desarrollo del actual proyecto. El Altiplano es una cuenca inter-montañosa compleja estructurada por tectónica de corrimiento (Rochat et al., 1998; Rochat, 2002), con un potencial petrolífero probado como lo mostró la producción del campo Pirin (37.7 ºAPI) en el borde septentrional del Lago Titicaca. El área de estudio, ubicada dentro del departamento de Puno, involucra el lote petrolero 105 con contrato en fuerza mayor de la empresa Antilles Oil & Gas NL, por motivos de índole social. La Cuenca Altiplánica, en el Perú conocida como la Cuenca Titicaca, se extiende también hacia los países de Bolivia, Chile y Argentina, ha sufrido eventos geodinámicos que ha condicionado su morfología actual, siendo los más importantes los involucrados a partir del Cretáceo Superior - Paleógeno a la actualidad, con énfasis en el Eoceno, tiempo en el cual se genera la estructuración de las principales unidades morfoestructurales de la zona. A pesar de la presencia de seeps de hidrocarburos en el área, que certifica la presencia de un sistema petrolero activo; el análisis estratigráfico y estructural ha tenido serias deficiencias, lo que dificulta la comprensión integral del sector. Por tal motivo, se fijó generar una sección estructural, y validarla con el método de balanceo de secciones para poder reconstituir las etapas de deformación asociadas, así como poder definir la distribución lito-estratigráfica, a partir de una adecuada correlación mostrada en el presente trabajo. A partir de los contrastes de los resultados obtenidos, se ha podido definir principalmente dos sistemas petroleros, uno asociado al yacimiento prolífero Pirin, Ene - Ene (.), así como el Muni – Huancané (.) el cual amerita mayor revisión, relacionado al borde oriental de la cuenca. Finalmente, el objeto final de este trabajo es optar el título profesional de Ingeniero Geólogo en la Universidad Nacional Mayor de San Marcos (UNMSM), siendo financiado por el convenio bilateral PERUPETRO-IRD.

Orientador : Antonio Carlos Bannwart / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia de Campinas / Made available in DSpace on 2018-11-09T12:31:48Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Kurban_AdibPauloAbdalla_M.pdf: 4385104 bytes, checksum: cd6557c44cfdb56403eb2d92b3dc433c (MD5) Previous issue date: 1989 / Resumo: Em muitas operações de engenharia encontram-se situações em que dois líquidos devem escoar simultaneamente por um mesmo duto. Na indústria da produção de petróleo quando se quer transportar um óleo de viscosidade muito alta através de uma tubulação, normalmente um grande dispêndio de energia é necessário. A adição ao óleo de água, ou outro fluido imiscível menos viscoso reduzem a energia necessária para promover o seu escoamento. Esta economia de energia, então, será função da configuração destas duas fases no tubo. Utilizando-se princípios variacionais (mínima dissipação viscosa e mínima energia potencial) determinou-se o seguinte: o campo de velocidades no escoamento monofásico laminar desenvolvido; a norma da interface entre dois fluidos em repouso (problema hidrostático, estratificação gravimétrica); os campos de velocidades e a forma da interface no escoamento laminar desenvolvido de dois líquidos imiscíveis de mesma densidade em um tubo horizontal (estratificação viscosa pura) e finalmente, os campos de velocidade e a norma da interface no caso geral. em que os dois fluidos podem ser de densidades distintas e arbitrárias (proposta final deste trabalho). Os resultados previstos pela teoria apresentada estão de acordo com a observação experimental, de que quando dois líquidos escoam simultaneamente por um mesmo duto, o menos viscoso tende a encapsular total ou parcialmente o mais viscoso / Abstract: In several engineering operations there are situations where two immiscible liquids must flow simultaneously through a duct. In the petroleum industry when one wants to transport a very viscous oil through a pipeline usually a great expenditure of energy is required. The adition of water or any other less viscous fluid to the oil stream reduces the energy necessary to keep it flowing. This saving of energy shall be then, a function of the phase configuration of these two liquids in the pipe. By means of variational principles (minimum viscous dissipation and minimum potential energy) the following has been derived: the velocity field of a single phase in developed laminar flow; the interface shape of two fluids at rest (hydrostatic problem, gravity stratification); the velocity fields and the interface shape in the flow of two imiscible liquids of same density through a horizontal pipe (pure viscosity stratification) and, at last, the velocity yields and the interface shape of the general case, where the two fluids may have any and distinct densities (final goal of this work). The results forecasted by the presented theory are in agreement with the experimental observation, that when two immiscible liquids simultaneously flow through the same duct, there is a tendency for the less viscous fluid to partial or totally encapsulate the more viscous one / Mestrado / Mestre em Engenharia de Petróleo

Made available in DSpace on 2014-06-12T15:51:05Z (GMT). No. of bitstreams: 2 arquivo4470_1.pdf: 587395 bytes, checksum: aac5e90c0b20c3cf21447abdf93d512d (MD5) license.txt: 1748 bytes, checksum: 8a4605be74aa9ea9d79846c1fba20a33 (MD5) Previous issue date: 2005 / Microrganismos produtores de biossurfactantes podem crescer em substratos solúveis ou insolúveis em água. Os biossurfactantes formam moléculas anfipáticas, que auxiliam a formação de emulsões e disponibilizam compostos à célula microbiana. Durante a realização deste trabalho, foi avaliada a produção de raminolipídeo, utilizando duas fontes de carbono, foi realizado a caracterização do raminolipídeo se é mono ou diraminolipídeo, foi obter mutantes resistentes ao cloranfenicol com alta produção de raminolipídeo e foi realizada a identificação dos pigmentos. As seis linhagens positivas para produção de raminolipídeo, foram utilizadas para produção do biossurfactante em meio MLR contendo glicerol (2%) e/ou petróleo bruto (5%) como fonte de carbono. Destas a menor tensão superficial (37,7 mN/m) e a maior produção de raminose (1,4 g/L) foram observadas após 10 dias de fermentação com a linhagem UFPEDA 569 no meio MLR contendo petróleo. Foi observado também que as linhagens UFPEDA- 571 e UFPEDA- 612 se destacaram por produzirem raminose na concentração de 1,9 g/L e 1,2 g/L respectivamente em meio MLR mais glicerol com tensão superficial de 52,9 mN/m e 53,7 mN/m. O biossurfactante produzido por estas linhagens foi identificado como mono-raminolipídeo, através da cromatografia em camada delgada, e as linhagens (UFPEDA-572, 613 e 614) produziram di-raminolipídeo, com duas raminoses na sua estrutura. Não foi evidenciada alteração significativa do pH em nenhum dos meios utilizados. Todas as linhagens foram identificadas como Pseudomonas aeruginosa através dos meios Caldo Asparagina e Caldo Acetamida. Os métodos utilizados neste trabalho para quantificação do biossurfactante raminolipídico foram satisfatórios para estudo da diversidade microbiana, não excluindo as bactérias para uso em biorremediação de ambientes poluídos por petróleo e seus derivados.

Orientador: Fernando de Almeida França / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-14T02:25:20Z (GMT). No. of bitstreams: 1 RodriguesJunior_Guilherme_M.pdf: 2796804 bytes, checksum: 48a421f4779ad50efd69743caff734aa (MD5) Previous issue date: 1991 / Resumo: Neste trabalho, foram desenvolvidos dois modelos para predição de fração de vazio e gradiente de pressão em escoamentos horizontais com misturas bifásicas, nos padrões estratificado e anular. Um modelo considera o escoamento do filme líquido no regime laminar e o outro o considera turbulento. Os modelos desenvolvidos utilizam a idéia de tratamento diferencial para o filme líquido, como sugerido por Cheremisinoff & Davis [1979] e as equações constitutivas para fator de atrito interfacial e fração do perímetro molhado, propostos por Hart et alli. [1987]. Foi introduzido o conceito de "Número de Froude da Interface", para explicar a distribuição circunferencial do filme. As transições entre padrões de fluxo foram consideradas graduais. Os resultados dos modelos foram comparados com dados experimentais . próprios, realizados no laboratório do CENPES, e resultados publicados na literatura / Abstract: The prediction of void fraction and pressure gradient in a horizontal two-phase separated flow is the main goal in this work. The flow regimes covered were the stratified-smooth, the stratified-wavy and the annular flow. A differential approach was adopted to solve the flow in the liquid film, with a velocity profile resulting from the imposed boundary conditions. Two models were developed, considering the film beeing either in the laminar or turbulent flow condition. The liquid film distribution in the circunferential direction was considered and the correlation proposed by Hart et alii [1987] was adopted to calculate the wetted perimeter. Thus, the liquid was considered to be flowing in a channel of constant height. The gas flow was solved by means of an integral approach. Experimental void fraction and pressure drop data were taken in a set-up built in the Multiphase Flow Testing Plant site, at CENPES/PETROBRAS. The predictions of the theory are in satisfactory agreement wjth experimental data. Results from models published in the literature, as well as other experimental data were also used for, comparison. It is shown that the interfacial Froude number, based on the interfadal shear stress establishes the application range for the model, with errors less than 'mais ou menos' 5 % / Mestrado / Mestre em Engenharia de Petróleo

Orientador : Antonio Claudio de França Correia / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia de Campinas / Made available in DSpace on 2018-07-15T06:25:34Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Silva_MariaLuciadeFatimae_M.pdf: 2601324 bytes, checksum: ab8ef76002e071d2532192bb667cb333 (MD5) Previous issue date: 1989 / Resumo: O estudo do comportamento transiente da pressão em reservatórios homogêneos de hidrocarbonetos com geometria de fluxo radial cilíndrica, muitas vezes não explica anomalias encontradas em alguns testes de campo. O conhecimento prévio da infIuência das heterogeneidades do reservatório no comportamento da pressão é importante na análise de testes, e consequentemente na determinação dos parâmetros do reservatório. Por outro lado, geometrias de fluxo que não a radial cilíndrica, algumas vezes representam melhor o modelo físico do reservatório em estudo. O "DST" (Drill Stem Test), ou teste de formação, é uma importante ferramenta na obtenção de dados transientes de pressão, e a análise destes dados nos fornece informações como: pressão inicial do reservatório, permeabilidade da formação e dano do poço. Neste trabalho a solução do problema do "DST" apresentada por Correa e Ramey (1987), é aplicada para os seguintes casos: 1- fluxo esférico, 2- fluxo radial com falha plana selante, 3- fluxo radial em reservatório composto, 4- fluxo linear. A interpretação dos dados de pressão do período de estática para os quatro casos acima mencionados é apresentada. O método é baseado na aproximação de longo tempo da solução da pressão do "DST", a qual é equivalente à derivada em relação ao tempo da solução da pressão para o caso da vazão constante, considerando-se "skin" e estocagem. Este conceito pode ser aplicado a qual quer modelo de reservatório, do qual se conheça a solução da pressão para o caso de vazão constante. São apresentadas novas curvas par a interpretação da pressão do período da estática. A solução da pressão do "DST" é obtida através da transformada, de Laplace. A solução numérica é obtida através da transformada inversa da pressão no poço, usando-se o algorítimo de Crump para os casos de fluxo esférico e linear. Um modelo de diferenças-finitas foi desenvolvido para obtenção da solução do modelo radial, devido ao comportamento errático da pressão quando se usou o algoritmo de Stehfest / Abstract: Analysis of pressure transient data with the assumptions of isotropic and homogeneous porous medium and radial cilindrical flow, not always represent the anomalous pressure behaviour found in field test data, due to reservoir heterogeneities or due flow geometry other than radial flow. A well is often subjected to physical conditions such that the flow geometry may be best represented by spherical flow (as in a partially penetrating wells) , or by linear flow (short time pressure in artificially fractured wells). Large-scale heterogeneities such as physical barries (composite reservoir) or faults, affect transient pressure testing. A drillstem test (DST) is usually a short-term pressure transient test, and analysis of DST pressure data may provide an estimate of formation properties and wellbore damage. In this work, the solution of DST problem is characterized as a changing ellbore storage problem following an instantaneous pressure drop at the well. This approach was presented originally by Corrêa and Ramey (1987), and is applied in this work for the following cases: 1 - spherical flow, 2 - radial flow with a sealing fault, 3 - radial flow in a composite reservoir, 4 - linear flow. Interpretation of DST pressure buildup data for the four cases mentioned above, is presented. The method is based upon long-time approximations of the wellbore pressure solutions for drillstem tests, wich are equivalent to the derivative with respect to time of the constant-rate skin effect and wellbore storage solutions. This concept may be applied to any reservoir model with known analytical solutions for the constant-rate case- Hew specialized plots have been developed for interpretation of DST pressure buldup data. The DST wellbore pressure solution is obtained by Laplace transformation. A numerical solution is found by inverting wellbore pressure from the Laplace space using Crump's algorithm for spherical and linear flow cases. A finite-difference treatment was used for the radial flow case, because Stehfest algorithm has shown erratic behavior for this case / Mestrado / Mestre em Engenharia de Petróleo

Orientador: Fernando Iguti , Victor Prodonoff / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-13T23:04:27Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Paixao_ClaudioLessa_M.pdf: 3732146 bytes, checksum: 8d13ff167cd9c0514cb67edb4b7c54d0 (MD5) Previous issue date: 1990 / Resumo: Nesta dissertação, apresenta-se uma metodologia para a análise não linear geométrica de pórticos espaciais pelo método dos elementos finitos. Para a implementação do modelo apresentado, desenvolveram-se dois programas de computador os quais variam entre si quanto ao processo utilizado para a linearização do sistema de equações. O primeiro utiliza o método de Newton-Raphson modificado e relaxado, e o segundo baseia-se no processo Quase-Newton. São apresentados alguns exemplos com o intuito de validar e avaliar os processos utilizados assim como os programas implementados. Para a simulação do lançamento de oleodutos, desenvolveu-se um programa específico o qual incorpora aos anteriores uma rotina de pré-processamento de dados e um elemento de mola linear para simular a reação do fundo do mar / Abstract: A numerical scheme for the geometric non linear analysis of three dimensional cable and frames structures by the Finite Element Method is presented in this work. Two computer programs were implemented, one of them uses the modified and relaxed Newton-Raphson method and the other the Quasi-Newton Method for the solution of non linear system of equations. Simple numerical examples are studied in order to validate the numerical algorithms and the computer programs. Another specifc program was developed in order to simulate the structural behaviour of offshore oil pipelines. This program includes a data pre-processing routine and a linear spring element that simulates the sea bed reaction / Mestrado / Mestre em Engenharia de Petróleo

Made available in DSpace on 2014-06-12T17:40:34Z (GMT). No. of bitstreams: 2 arquivo6226_1.pdf: 5745752 bytes, checksum: f4fa960d092d503523c378502878221f (MD5) license.txt: 1748 bytes, checksum: 8a4605be74aa9ea9d79846c1fba20a33 (MD5) Previous issue date: 2011 / A atividade de Engenharia de Petróleo se vê cotidianamente envolvida numa série de problemas de otimização em variados contextos. Em todas as etapas da cadeia de trabalho da indústria de óleo e gás é possível dedicar-se a problemas que necessitam de otimização, em maior ou menor escala, com maior ou menor complexidade. Dentro da Engenharia de Reservatório, há um grande interesse ligado à Otimização Dinâmica das Vazões de Produção e Injeção dos poços, considerando restrições das vazões totais da plataforma. Esse problema tem sido muito menos abordado do que outros temas correlatos, como otimização da locação de poços ou das instalações de superfície. Foram estudados algoritmos sem uso da informação das derivadas da função objetivo ou restrições com a aplicação de modelos completos de simulação numérica de reservatórios, intensivos em computação, na busca de respostas quantitativas que levem em consideração todos os fenômenos importantes para o escoamento. Os algoritmos utilizados foram o de Nelder-Mead (Simplex), o de Busca Direta em Padrões (Pattern Search), o Derivative Free Optimization de Conn et al e o Algoritmo Genético. Os estudos foram aplicados a dois casos de características distintas. O primeiro caso apresenta características bem simples e de fácil controle. O outro caso de aplicação é um modelo sintético com propriedades bem realistas com a presença de canais de alta permeabilidade em meio a regiões de baixa transmissibilidade. Os resultados demonstram a relevância desse problema, com ganhos de até 22% no valor presente líquido (VPL) da solução melhorada em relação a algumas práticas em uso para o gerenciamento dos campos. Entretanto, o custo computacional para isso é bastante elevado. Foi observada a homogeneização da frente de avanço da saturação de água nas melhores soluções encontradas, condizendo com indicações teóricas a esse respeito. O algoritmo de melhor desempenho foi o Derivative Free Optimization, que obteve resultados expressivos na função objetivo com um número de simulações bastante inferior aos demais

Orientadores: Osvair Vidal Trevisan, Glaucia Maria Pastore / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-26T15:47:18Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Abram_MarbaBastos_M.pdf: 21093628 bytes, checksum: d099e99a9fb2853971b4603f08e8efc5 (MD5) Previous issue date: 1996 / Resumo: Experimentos em laboratório, simulando as condições de reservatório, foram conduzidos com objetivo de avaliar a viabilidade técnica da utilização de microrganismos na recuperação adicional de petróleo. A linhagem de microrganismos utilizada foi uma espécie do Bacillus subtilis selecionada por produzir bio-surfactante, que reduz a tensão superficial. Os microrganismos foram transportados em amostras de arenito Botucatu. Os ensaios consistiram basicamente em colocar estes testemunhos na condição de saturação residual a injeção de água (salmoura), simulando a fase final de uma recuperação secundária em reservatório, para então submetê-los ao tratamento com a injeção de microrganismos, verificando a existência ou não de recuperação adicional de petróleo. Inicialmente os microrganismos foram injetados dispersos em meio composto de nutrientes, fontes de carbono e de nitrogênio, necessários ao seu crescimento em meio poroso. Devido a baixa concentração ou inexistência de microrganismos nos efluentes, foi constatada a alta retenção da células no meio poroso, fato que poderia acarretar a baixa eficiência na recuperação adicional de petróleo. Outros procedimentos visando a melhoria do transporte das células no meio poroso foram avaliados: (a) lavagem prévia das células e dissolução em meio nutriente estéril para injeção em meio poroso; e (b) lavagem prévia das células com dispersão em solução salina para injeção no testemunho, seguido da injeção do meio nutriente estéril. Em ambos os casos não houve recuperação adicional de petróleo. Uma possível influência do tempo de incubação ao qual o testemunho foi submetido também foi avaliado / Abstract: Experimental laboratory studies simulating reservoir conditions were conducted to evaluate the technical feasibility of using microorganisms in enhance petroleum recovery. The microorganism used was the Bacillus subtilis species, a bio-surfactant producer. The microorganisms were transported in cores of the Botucatu sandstone (from Paraná Basin). Basically, the test consisted in first waterflooding the core plugs up to the residual oil saturation, thus simulating the last stage ofreservoir secondary recovery. The plugs were then submitted to microorganism injection in order to verify the possibility of additional oil recovery, after an incubation period allowed microorganism growth and bio-product metabolization. Microorganisms were first injected as dispersed in the nutrient media composed by carbon and nitrogen sources. Analyses of the effluents showed absence or low concetration of cells during the fluid injection period, indicating that retention of microorganisms could be occuring. In this case, poor cell distribuition in the sandstone core would result in low recovery efficiency. Attempts to solve the problem included: (i) previous cell wash and dissolution in sterile nutrient media before inoculating the plug; (ii) previous cell wash and dispersion in sterile brine before inoculation followed by nutrient injection; (iii) inoculation followed by repeated cycles of static incubation. A better cell distribuition in sandstone core was obtained, but the experiments didn't get an enhance oi! recovery / Mestrado / Recuperação Especial de Petroleo / Mestre em Engenharia Mecânica

Orientador: Celso Kazuyuki Morooka / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-13T21:59:26Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Yokoo_IrineuHiroshi_M.pdf: 4448382 bytes, checksum: bcd8d9f9f5ee7e71e1cc71d5df1426f1 (MD5) Previous issue date: 1990 / Resumo:Neste trabalho é feito um estudo do comportamento de plataformas petrolíferas flutuantes em ondas direcionais. São avaliados, através de análise de curto prazo no domínio da frequência, os movimentos de primeira ordem de uma plataforma tipo semi-submersível em ondas com espalhamento direcional e em ondas multidirecionais. Simulações numéricas, no domínio do tempo, de registros da elevação da superfície do mar são feitas a partir de espectros de ondas do tipo ITTC com espalhamento direcional tipo Cosseno 2s. o método da Máxima Verossimilhança é utilizado para estimar o espectro direcional de ondas. Espectros direcionais de movimento são calculados para avaliar os efeitos do espalhamento direcional de ondas e da variação do aproamento da plataforma. É analisada a superposição linear dos movimentos de primeira ordem da plataforma em ondas multidirecionais / Abstract: In this study, the behaviour of floating platforms in directional waves is analysed. Short-term prediction, in frequency domain, is performed to evaluate the first order motions of a semi-submersible in short-crested and in multidirectional waves. Numerical simulation in time domain of the sea surface elevations is carried out applying ITTC wave spectra with directional spreading. The Maximum Likelihood Method is applied to estimate the wave directional spectra. Motion response spectra are calculated and the influences of directional spreading and principal wave directional are investigated. Finally, the linear superposition of the first order motions of the platform in multidirectional waves is analysed. / Mestrado / Mestre em Engenharia de Petróleo

Orientador: Antonio Claudio de França Correa / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-13T22:03:18Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Santos_RenatoLuisAlmeidados_M.pdf: 1975524 bytes, checksum: 20bfb2158578ed46a1883d0cff03ce1d (MD5) Previous issue date: 1990 / Resumo: No estudo do deslocamento miscÍvel em reservatórios desenvolvidos por padrão de cinco poços, dispersão numérica, instabilidades, oscilações e efeitos de orientação de malha são dificuldades encontradas no tratamento numérico do problema por diferenças finitas. Este trabalho apresenta a aplicação do esquema exponencial proposto por Patankar [6] na discretização por diferenças finitas da equação de Difusão-Convecção. O método reduz a dispersão numérica e não apresenta instabilidades e oscilações encontradas quando se utiliza diferenciamento central ou esquema a montante. O procedimento descrito garante que o grau de convergência entre a solução numérica e a resposta analítica é independente do mecanismo que rege o escoamento (convecção ou difusão). Objetivando-se minimizar efeitos de orientação de malha, implementou-se um esquema de discretização por nove pontos baseado na proposta apresentada por Bertiger & Pad manabhan [1]. Com este esquema, a solução numérica independe do ângulo entre a malha e a direção de escoamento. Para a validação do método, realizaram-se experimentos de deslocamento miscível em escala de laboratório, obtendo-se elevado grau de concordância entre resultados experimentais e aqueles obtidos por simulação numérica / Abstract: In the study of miscible displacement in reservoirs developed by a five spot pattem, application of standard finite difference methods may lead to numerical dispersion, grid orientation effects and overshoot at the miscible front. The main purpose of this work is to present tne application of the scheme proposed by Patankar [6] to obtain the discretized form of the Convection-Difusion equation. The procedure described ensures that convergence of the finite difference solution to the exact solution of the differential system will not depend on the ratio of convecion to diffusion rates. In order to minimize grid orientation effects in the modeling of miscible displacement problems, a nine point discretization scheme, based on Bertiger & Padmanabhan [1], is used. To test the proposed method, laboratory experiments were conducted in a quarter of a five spot mode!. Agreement between predicted and experimental profiles was excellent / Mestrado / Mestre em Engenharia de Petróleo