Los trazadores son sustancias capaces de proveer información sobre el comportamiento del fluido bajo estudio y ser detectados y cuantificados con facilidad. En la industria petrolera son utilizados para la caracterización y diagnóstico de los reservorios. En el Capítulo I se revisan los distintos tipos de trazadores, sus características y sus principales aplicaciones en la industria petrolera. En particular, los ensayos que emplean trazadores químicos particionables se denominan SWCTT (“Single Well Chemical Tracer Test”) y tienen como objetivo estimar la Saturación de Petróleo Residual o Sor (“Saturation Oil Residual”). Esta resulta esencial para pronosticar la producción de petróleo por recuperación secundaria o mejorada, identificada por las siglas EOR (“Enhanced Oil Recovery”). El ensayo consiste en la inyección de una solución acuosa de un trazador químico particionable e hidrolizable junto con otro trazador químico no particionable, de referencia, en la zona del reservorio que se desea evaluar. Una vez alcanzada la penetración deseada en el reservorio se suspende la inyección, sobreviniendo un período de “remojo” o reacción, estimado a partir de la constante de velocidad de hidrólisis (kh) del trazador, durante el cual se genera in situ un trazador secundario no particionable. Finalizado el periodo de remojo el pozo se pone en producción y periódicamente se toman muestras del agua producida y se mide las concentraciones de los trazadores para su análisis. El particionable demorará un tiempo mayor en ser producido, debido a que una fracción pasará inicialmente de la fase desplazante a la inmóvil y finalmente regresará a la fase acuosa, una vez que el gradiente de concentración se invierta. La Sor depende del coeficiente de partición (K) del trazador particionable y del factor de retardo (β), obtenido a partir de la separación entre los tiempos de residencia del trazador secundario producto de la hidrólisis y el trazador particionable primario. El valor de K es importante para preveer un valor óptimo de β y un cálculo adecuado de la Sor. Por lo tanto, una de las áreas de interés es la exacta determinación de K del trazadores particionable en condiciones de reservorio y el estudio de las variables que lo afectan. En el Capítulo II se presenta un análisis termodinámico teórico el cual permitiría analizar y eventualmente modelar el efecto de las distintas variables, como temperatura, presión y salinidad de la fase acuosa, sobre los coeficientes de partición. Sin embargo, en la práctica los K en sistemas petróleo-agua se deben determinar experimentalmente, dado que no hay suficiente información disponible para evaluar los coeficientes de actividad debido a la salinidad de la fase acuosa y la complejidad de la fase orgánica. Para la determinación experimental de K bajo distintas condiciones se implementó un método en flujo continuo, el cual se describe en el Capítulo III. El dispositivo experimental está constituido básicamente por un sistema de impulsión y mezclado para obtener un flujo multi-segmentado de ambas fases inmiscibles, un tubo de reacción termostatizado donde se produce la partición del trazador y un sistema de separación de las fases. Este método permite obtener un número representativo de valores de K en un corto periodo de tiempo, a elevadas temperaturas y presiones, en un sistema bifásico inmiscible y sumamente complejo como el constituido por el agua de inyección del pozo y el petróleo propio del reservorio. La concentración de los trazadores en la fase acuosa se determinó por headspace acoplado a un cromatógrafo gaseoso con un detector de ionización de llama (HS/GC/FID). Además, se utilizó el método batch estándar para comparar los resultados de K de los trazadores obtenidos en condiciones atmosféricas mediante el método de flujo continuo y validar los resultados. Se determinó el coeficiente de partición de los trazadores formiato de etilo (FE) y acetato de etilo (AcEt) en sistemas modelos y reales, en condiciones atmosféricas y de reservorio. En el capítulo IV se presentan los principales resultados obtenidos y se discute el efecto de las variables más relevantes: temperatura, presión, concentración de los trazadores, salinidad de la fase acuosa y características de la fase oleosa. Estos resultados muestran que si bien existe un rango representativo de valores de K para cada éster, el coeficiente de partición del trazador debe ser determinado en el laboratorio y bajo condiciones de reservorio ya que resulta muy difícil estimar o predecir el efecto de las distintas variables. Finalmente, se aplicaron los resultados obtenidos de K del trazador FE bajo condiciones de reservorio en un ensayo SWCTT para determinar situaciones residuales de un pozo de la cuenca Neuquina, tal como se describe en el Capítulo V. También se estudió la importancia de la cinética de hidrólisis del éster y se determino kh en la salmuera del pozo LmS-30 y a 55°C. Se analizó de qué manera varía la estimación de la Sor frente a cambios o errores en el valor de K, para iguales y distintos valores de β. Debido a que la Sor incide sobre el factor de recobro, el cual relaciona la producción acumulada con el petróleo original in situ, a partir de la estimación del error en el valor de Sor se puede evaluar cómo esto afecta la estimación del valor económico del yacimiento. / Tracers are substances capable of providing information about the behavior of the fluid under study and being easily detected and quantified. In the oil industry these compounds are used for the characterization and evaluation of reservoirs. Chapter I reviews the different kind of tracers, their characteristics and their main applications in the oil industry. In particular, tests employing partitioning chemical tracers are called SWCTT ("Single Well Chemical Tracer Test") and are used for estimating Residual Oil Saturation (Sor). This is essential for forecasting oil production by secondary or improved recovery, identified by the acronym EOR ("Enhanced Oil Recovery"). The test consists of injecting an aqueous solution of a partitioning and hydrolyzing chemical tracer together with another non-partitioning chemical tracer, as a reference, in the area of the reservoir to be evaluated. Once the desired penetration into the reservoir is reached, the injection is suspended, following a period of "soak" or reaction, estimated from the hydrolysis rate constant (kh) of the tracer, during which a secondary tracer non-partitioning is generated in situ. At the end of the soaking period, the well is put into production, periodically samples of the produced water are taken and the concentrations of the tracers are measured through analysis. The partitioning will take a longer time to be produced, because a fraction will initially pass from the displacer phase to the immobile phase and finally return to the aqueous phase, once the concentration gradient is reversed. The Sor depends on the partition coefficient (K) of the partitioning tracer and the delay factor (β), obtained from the separation between the residence times of the secondary tracer product of the hydrolysis and the primary partitioning tracer. The value of K is important to predict an optimal value of β and an adequate calculation of the Sor. Therefore, one of the interest areas is the exact determination of K tracers in reservoir conditions and the study of the variables that affect it. In Chapter II a theory thermodynamic analysis is presented which would allow analyzing and eventually modeling the effect of the different variables, such as temperature, pressure and salinity of the aqueous phase, on the partition coefficients. However, in practice the K in systems Petroleum-water should be determined experimentally, since there is not enough information available to evaluate the activity coefficients due to the salinity of the aqueous phase and the complexity of the organic phase. For the experimental determination of K under different conditions a continuous flow method was implemented, which is described in Chapter III. The experimental device consists basically of a drive and mixing system to obtain a multi-segmented flow of both immiscible phases, a thermostated reaction tube where the tracer partitioning takes place and a phase separation system. This method allows to obtain representative number of K values in a short period of time, at high temperatures and pressures, in an inmiscible and extremely complex biphasic system such as the water of injection of the well and the own oil of the reservoir. The concentration of the tracers in the aqueous phase was determined by headspace coupled to a gas chromatograph with a flame ionization detector (HS/GC/FID). In addition, the standard batch method was used to compare the K results of tracers obtained under atmospheric conditions using the continuous flow method and to validate the results. The partition coefficient of the ethyl formiate and ethyl acetate tracers were determined in model and real systems under atmospheric and reservoir conditions. In Chapter IV the main results are presented and the effect of the most relevant variables is discussed: temperature, pressure, tracer concentration, salinity of the aqueous phase and characteristics of the oil phase. These results show that although there is a representative range of K values for each esters, the tracer partition coefficient must be determined in the laboratory and under reservoir conditions since it is very difficult to estimate or predict the effect of the different variables. Finally, the obtained results from K of the ethyl formiate tracer under reservoir conditions were applied in a SWCTT test to determine residual conditions of a well in the Neuquén basin, as described in Chapter V. The importance of kinetics of Hydrolysis of the ester and kh was determined in the brine of the LmS-30 well and at 55°C. We analyzed how the estimated Sor varies with changes or errors in the value of K, for equal and different values of β. Because the Sor affects the recovery factor, which relates the accumulated production to the original oil in situ, from the estimation of the error in the value of the Sor, it can be assessed how this affects the estimate of the economic value of the field.

Orientador: Fernando Sarti / Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Economia / Made available in DSpace on 2018-08-20T22:48:23Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Ruas_JoseAugustoGaspar_D.pdf: 4470321 bytes, checksum: c691e9c4afc9d211f35e0952db4c6dc5 (MD5) Previous issue date: 2012 / Resumo: A descoberta de petróleo na camada Pré-Sal brasileira trouxe novos desafios para o país, tanto em âmbito macroeconômico, quanto microeconômico e energético/ambiental. Estes desafios, por sua vez, conduzem a uma necessária reorganização de instituições e políticas para o desenvolvimento econômico nacional. No âmbito microeconômico, a compreensão dos determinantes da dinâmica de concorrência na indústria parapetrolífera é um dos elementos indispensáveis para construção de políticas de desenvolvimento industrial. Esta tese apresenta como a coevolução das trajetórias tecnológicas e de acumulação de capitais condicionam as dinâmicas de concorrência nos diversos e heterogêneos segmentos da indústria parapetrolífera. A análise destas trajetórias e de suas características aponta para a dinâmica de investimentos na indústria petrolífera e para as políticas de Estado como determinantes fundamentais em sua constituição. Estes fatores também determinam, em conjunto com as estratégias de empresas parapetrolíferas, o perfil da inserção setorial dos agentes líderes e a composição regional da produção desta indústria. Por sua vez, o perfil desta inserção, da formação dos grandes players, guarda relação direta com sua capacidade de acumular e participar ativamente nas redes de aprendizado e de constituição de projetos dominantes em cada segmento. A partir destes pontos de vista esta tese analisa a indústria de equipamentos subsea, um dos segmentos de maior destaque na indústria parapetrolífera brasileira, seja pelo elevado volume de encomendas no país, seja pela participação nacional no desenvolvimento tecnológico do setor. Em âmbito mundial, a emergência desta indústria está relacionada à evolução histórica e investimentos da indústria petrolífera offshore. Esta evolução conduz à formação redes para desenvolvimento de produtos e serviços, ao progressivo crescimento das possibilidades de acumulação nestes mercados e, especialmente nas últimas décadas, à internacionalização produtiva destes agentes. Este movimento condiciona um processo de concentração setorial, seja através de investimentos greenfield, seja através de fusões e aquisições, que progressivamente promove redução das possibilidades de entrada de novos players e condiciona as estratégias de desenvolvimento local. O Brasil, que esteve diretamente associado ao desenvolvimento histórico desta indústria, mesmo tendo atuação decisiva na formação dos projetos dominantes, grande volume de encomendas e capacidade produtiva construída desde a década de 1980, perde espaço na estrutura patrimonial no último ciclo da indústria. Ao contrário de outros países, não houve uma política de formação de grandes grupos nacionais no setor, permitindo uma atuação mais ativa na dinâmica de concorrência global recente. Essas características de sua formação histórica explicam as potencialidades e limitações deste conjunto de segmentos industriais para os próximos anos e indicam os quais os desafios para uma nova estratégia no setor / Abstract: The discovery of Brazilian's Pre-Salt brought up challenges to deal with forthcoming macroeconomic, microeconomic and environment/energetic new contexts. These challenges, on their turn, leads to necessary reorganizations of institutions and national development policies. At the microeconomic level, the understanding of oil supply industry competitive dynamics is a vital element in building new industry development policies. This thesis shows how the coevolution of technological and capital accumulation paths affects the competitive dynamics of numerous and heterogeneous oil supply industry segments. The analysis of those pathways and their features indicate oil industry investment and state policies as their vital determinants. These factors also determine, together with oil supply companies strategies, the leading supplier positioning and regional composition of industry production. On the other hand, firm positioning and the development of leading suppliers are related with their ability to accumulate capital and to become actively involved in learning networks and dominant design product development. The subsea equipment industry, a distinguished segment of Brazilian oil supply industry, is studied here based on this set of working premises. First of all, worldwide, the emergence of this industry can be related to the offshore oil industry investment history. This investment evolution explains equipment and services research and development networks emergence, possibilities of capital accumulation on those market segments and, especially in the past decade, to internationalization of companies and their production. These movements, on their turn, determines a process of sectorial concentration, carried out through greenfield investments, mergers and acquisitions. Finally, as a result of this concentration, higher entry barriers to newcomers and restricted scope of national policy instruments characterize current subsea biggest segments. Historically, Brazilian subsea industry played a great role in equipment and subsea operation technology development, and also had a large proportion of world market since 1980?s. Despite these features, Brazilian companies couldn?t play similar role in the last years. Unlike other pioneer countries, Brazil have not promoted its indigenous companies consolidation, especially during 1990?s and 2000?s industry internationalization process. This absence favored foreign groups, which enlarged their investment in Brazil since mid nineties. This process increased national production capacity and sectorial efficiency, but reduced national companies share in large segments. These features explains current Brazilian subsea industry strengths and weakness, and indicates which challenges need to be addressed in a Pre-Salt new sectorial strategy / Doutorado / Teoria Economica / Doutor em Ciências Econômicas

The economic and strategic importance of oil made the issues related to energy security and access to oil reserves gain relevance from the 1990s on. It was within this context that the World Petroleum Industry, considered a paradigm of modern industrial organization of the 20th Century, restructured and experienced financial, technological and organizational innovations. The main objective of this study was to evaluate the effects of such innovations on competitiveness, foreign direct investment (FDI) inflows, and oil production and trade. Thus, performance indicators (Revealed Comparative Advantage, Market Share and Intra-Industry Trade) were built and analyzed along with FDI inflows. This analysis showed that the consolidation of competitive advantages in this industry strengthened its main features regarding industrial concentration, internationalization, vertical integration, and meaningful participation of state-owned enterprises. / A importância econômica e estratégica do petróleo fez com que as questões relacionadas à segurança energética e ao acesso as reservas ganhassem mais importância a partir dos anos 1990. É neste contexto que a Indústria Mundial do Petróleo, considerada um paradigma da moderna organização industrial do século XX, se reestrutura e experimenta inovações de cunho financeiro, tecnológico e organizacionais. O objetivo principal desse trabalho foi avaliar os efeitos de tais inovações sobre a competitividade, os fluxos de investimentos diretos externos (IDE), a produção e os fluxos comerciais de petróleo. Para tanto, foram construídos indicadores de desempenho (Vantagem Comparativa Revelada, de Market Share e de Comércio Intraindustrial) que foram analisados juntamente com os fluxos de IDE. Por meio dessa análise verificou-se que a consolidação de vantagens competitivas nessa indústria reforçaram suas características principais no que tange à concentração industrial, internacionalização, integração vertical e participação significativa de empresas estatais. / Doutor em Economia

Submitted by Johnny Rodrigues (johnnyrodrigues@ufcg.edu.br) on 2018-07-06T13:30:59Z No. of bitstreams: 1 ANA CRISTINA BRANDÃO DA ROCHA - DISSERTAÇÃO PPGMAT 2005..pdf: 1006739 bytes, checksum: 4e04fdbb6a647fde919b61cabb001e1d (MD5) / Made available in DSpace on 2018-07-06T13:30:59Z (GMT). No. of bitstreams: 1 ANA CRISTINA BRANDÃO DA ROCHA - DISSERTAÇÃO PPGMAT 2005..pdf: 1006739 bytes, checksum: 4e04fdbb6a647fde919b61cabb001e1d (MD5) Previous issue date: 2005-10 / A preocupação em identificar os parâmetros do reservatório que mais interferem no escoamento de fluidos e modelá-los numa escala compatível com o estudo de simulação de fluxo é antiga. Desde a década de 70 sentiu-se a necessidade de descrever adequadamente esses parâmetros e vários modelos e escalas de heterogeneidade foram propostos com o objetivo de defini-las, como também de definir as incertezas inerentes ao conhecimento do reservatório. Dentre as técnicas de obtenção de dados, na fase de perfuração de um poço, podemos destacar a perfilagem, pelo seu baixo custo em relação às demais técnicas. Por meio dela, é obtida uma série de dados dos poços, chamados perfis, cuja interpretação permite uma avaliação da formação geológica em estudo, ou seja, da jazida petrolífera. A geoestatística enfatiza o contexto geológico em que os dados foram obtidos, a relação espacial entre esses dados e os valores medidos em diferentes suportes volumétricos e graus de precisão. Modelos da geoestatística baseiam-se, em parte, na teoria das probabilidades, reconhecendo e incorporando as incertezas advindas do processo de obtenção dos dados. A modelagem torna-se uma ferramenta importante, pois permite simular as regiões de onde se possui pouco ou nenhum conhecimento. / The concern in identifying the parameters of the reservoir that are relevant in fluid draining and shape them in a compatible scale with the study of flow simulation is old. Since 70 years it was felt necessity to describe adequately these parameters and some models and scales of heterogeneity had been considered with the objective to define heterogeneities, as also the uncertainties inherent to the knowledge of the reservoir. Among the sampling techniques in the well perforation stage, we can detach the logging, because its low cost in relation to others techniques. Through it, are gotten a series of data about the well, called profiles, whose interpretation allows an evaluation of the geologic formation in study. The geostatistic emphasizes the geologic context where the data had been gotten, the spatial relation among these data and the values measured in different volumetric supports and precision degrees. Models of geostatistic are based, in part, in probability theory, recognizing and incorporating the happened uncertainties of the process of attainment of the data. The modeling becomes an important tool, therefore it allows to simulate the regions where little or any information is available.

Submitted by Daniele Santos (danielesantos.htl@gmail.com) on 2017-02-21T20:23:20Z No. of bitstreams: 1 Fabian Mendoza.pdf: 3529133 bytes, checksum: 2010ee0bb9ce59c892c1ef4fdbd02a8e (MD5) / Approved for entry into archive by Janete de Oliveira Feitosa (janete.feitosa@fgv.br) on 2017-02-23T16:36:47Z (GMT) No. of bitstreams: 1 Fabian Mendoza.pdf: 3529133 bytes, checksum: 2010ee0bb9ce59c892c1ef4fdbd02a8e (MD5) / Made available in DSpace on 2017-02-24T13:05:56Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Fabian Mendoza.pdf: 3529133 bytes, checksum: 2010ee0bb9ce59c892c1ef4fdbd02a8e (MD5) Previous issue date: 2016-11-09 / The oil and gas exploration and production industry normally has three major actors, the first one being the governments, who dictate the 'game' rules and provide the framework for attracting investors to this sector. The second one consists of operators, large companies and joint ventures between experienced operators and investment funds who are seeking attractive returns on investments, and the third actor is service companies who provide all services required to extract oil and gas from the subsurface and send them to refineries. The oil and gas service market moves according to international oil prices. High prices mean more exploration, which in turn mean more investment and opportunities for service companies. After more than five marvelous years of a boom in oil prices, a contraction is severely affecting the oil and gas industry. An option for international or multinational oil and gas service companies is to diversify their geographic areas of influence and expand their presence in countries where oil and gas investors are moving resources, especially in countries where oil and gas represent a significant percentage of its Gross Domestic Product (GDP) and government rules are more flexible, which increases the possibility to maximize returns. The purpose of this paper is to understand if it is possible to introduce a specific service from a Chinese oil and gas service company in Colombia under the current economic situation: hydraulic fracturing services for unconventional resources. By using data from previous studies that estimate the unconventional resources potential in Colombia, current and potential customers, service and price benchmarking, some market positioning strategies as well a risk mitigation plan that could reduce exposure, it will be possible to ascertain whether it applies to this new service or not, and if possible, to determine what barriers could this company face to obtain its goal.

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

Orientador: Victor Orlando Gamarra Rosado / Banca: Fernando de Azevedo Silva / Banca: Maurício Guimarães da Silva / Resumo: Controlar a pressão de poços petrolíferos durante a perfuração pode ser um dos processos mais complexos e perigosos da etapa de exploração. O sistema de perfuração varia constantemente e aleatoriamente, isto principalmente, devido à mudança da profundidade de perfuração, a qual faz variar outros parâmetros do processo. Assim, a aplicação de um controle variante no tempo torna-se necessário. Este estudo propõe o projeto de um controlador Gain Scheduling (GS) no controle da pressão no fundo de poços durante a perfuração. Este controlador GS consiste na sintonia dos ganhos relacionados aos diferentes pontos operacionais, para este caso, a profundidade do poço. Primeiro, apresentam-se as teorias a serem utilizadas durante o desenvolvimento do trabalho. Segundo, obtém-se o modelo matemático do processo o qual se fundamenta na mecânica dos fluidos. Da linearização do modelo, a função de transferência resultante apresenta um elemento integrador o que faz que a dinâmica do processo seja difícil de manipular. Também se adiciona um tempo de atraso, o que torna mais complexo o controle do processo. Na terceira parte, utilizaram-se três tipos de metodologias IMC (Internal Model Control) para sintonizar os ganhos do controlador PID (Proporcional, Integral e Derivativo) para diferentes profundidades de perfuração procurando o melhor desempenho, estabilidade e robustez do sistema. Finalmente, escolhe-se a estratégia de melhor desempenho (IMC de dois graus de liberdade) para especificar e mo... (Resumo completo, clicar acesso eletrônico abaixo) / Abstract: Controlling the pressure of oil wells during drilling can be one of the most complex and dangerous processes of exploration stage. The drilling system is constantly end randomly changing due, among other things, the drilling depth, which varies other process parameters, accordingly to apply a time variant control becomes necessary. This study proposes the design of a Gain Scheduling controller to control the pressure at the bottom of wells during drilling. The GS controller is based on the corresponding tuning gains at different operating points in this case, the depth. First, presents the theories that will be used during development work. In the second part, was obtained a mathematical model of the process which is based on fluid mechanics. In the linearization of the, the final transfer function presents an integrating element which makes the process dynamics more difficult to handle. It becomes even more complex in the presence of time delay. In the third part, three IMC controllers' types were used to tuning the PID (Proportional, Integral and Derivative) controller gains for different depths of drilling looking for the best performance, stability and robustness. Finally, was chose the best performing strategy (IMC of two degrees of freedom) to specify and assemble the GS controller table, which is evaluated by simulations of problems that usually occur during drilling, considered as disturbances, which check its viability. Also, the results of the controlled GS system a... (Complete abstract click electronic access below) / Mestre

Orientador: Eduardo Norberto Codaro / Coorientadora: Heloisa Andréa Acciari / Banca: Roberto Zenhei Nakazato / Banca: Rosinei Batista Ribeiro / Resumo: O objetivo deste trabalho foi investigar a influência da deformação plástica no comportamento corrosivo de oleodutos em ambiente ácido contendo cloreto de sódio. As tubulações trabalham em ambiente altamente corrosivo e estão sujeitas à deformação plástica, o que altera as propriedades mecânicas do aço. Com isso é necessário avaliar a integridade da tubulação em serviço. Para tanto retirou-se amostras de uma tubulação do aço de baixo carbono API 5L X65, um dos mais utilizados pela indústria do petróleo e gás para fabricação de tubulações de transporte. As amostras foram deformadas plasticamente em 0,5%; 1,0%; 1,5%; 2,0% e 2,5% por meio de um ensaio de tração. A microestrutura das amostras deformadas foi caracterizada, através da microscopia óptica e eletrônica de varredura, apresentando uma matriz de ferrita - perlita fina. Uma nova análise microestrutural foi realizada após os ensaios de corrosão, indicando que o aço sofre um processo de corrosão generalizada. Para avaliar o comportamento corrosivo foram realizados testes laboratoriais de imersão e eletroquímicos para caracterizar o processo corrosivo em solução ácida contendo 3% de cloreto de sódio. O teste de imersão teve a finalidade de comparar a perda de massa de uma amostra sem deformação plástica e outra com deformação plástica de 2,5%. Os resultados indicaram que não há diferença significativa entre as amostras. Utilizou se as técnicas eletroquímicas de OCP, polarização de Tafel, EIS e Permeação de hidrogênio, em tod... (Resumo completo, clicar acesso eletrônico abaixo) / Abstract: This work aims to investigate the influence of plastic deformation on the corrosive behavior of pipelines in acidic environment containing sodium chloride. The pipelines work in a highly corrosive environment and are subject to plastic deformation, which alters the steel's mechanical properties. Therefore, integrity assessment of a pipeline in service is necessary. For this purpose, samples were taken from a pipeline of API 5L X65 low carbon steel, one of the most used by the oil and gas industry to manufacture transport pipelines. The samples were plastically deformed in 0.5%; 1.0%; 1.5%; 2.0% and 2.5% by a tensile test. The microstructure of deformed samples was characterized by optical and scanning electronic microscopy, presenting a fine ferrite and pearlite matrix. A new microstructural analysis was performed after the corrosion tests, indicating that the corrosion process is uniform. The corrosive behavior was assessed by laboratory immersion and electrochemical tests to characterize the corrosive process in acid solution containing sodium chloride 3%. The immersion test was used to compare the mass loss between a sample without plastic deformation and another 2,5% plastic deformed. The results indicated that there was no significant difference between the samples. It was used the OCP, polarization of Tafel, EIS and Hydrogen Permeation electrochemical techniques, all techniques showed a uniform corrosion process. The corrosion process did not present significant variati... (Complete abstract click electronic access below) / Mestre

Prêmio Petrobrás de Tecnologia, CNPq / O reinício do escoamento do fluido de perfuração é um grande problema em águas profundas e em poços de grande extensão como os do pré-sal. Dependendo da geometria do poço e de propriedades do fluido, picos de pressão significativos podem ocorrer comprometendo a estrutura do poço. O presente trabalho apresenta um modelo matemático para o escoamento compressível e transitório com o objetivo de prever a transmissão de pressão ao longo do poço e os picos de pressão durante o reinício do escoamento. O modelo baseia-se nas equações de conservação da massa e da quantidade de movimento que são resolvidas pelo método das características. Fluidos de perfuração são tratados como fluidos não newtonianos de Bingham e os efeitos viscosos são considerados através do conceito de fator de atrito. Os resultados do modelo são corroborados com alguns valores experimentais para o escoamento de um fluido newtoniano (água) e dois fluidos de perfuração. Estudos de casos são realizados com o propósito de verificar quais os efeitos das propriedades do fluido e da geometria na intensidade dos picos de pressão. A intensidade dos picos de pressão está relacionada ao fenômeno de superposição de ondas de pressão que se refletem nas extremidades da geometria. Aumentando o comprimento do poço, a viscosidade, a tensão limite de escoamento e a compressibilidade do fluido, ou diminuindo a massa específica e a área de uma das geometrias, proporciona-se uma dissipação mais rápida da onda de pressão. Quanto menor é a dissipação da onda de pressão por atrito viscoso, maior é a intensidade dos picos de pressão no fundo do poço. Para o caso com vazão constante na entrada como condição de contorno, a intensidade dos picos decresce com o aumento da razão de áreas, enquanto que para o caso com pressão constante, pode apresentar um valor mínimo. / The fluid flow start-up is a significant problem in deepwater and in long wells such as those of the Brazilian subsalt layers. Depending on the well geometry and fluid properties, significant pressure peaks may take place affecting the wellbore structure. This work presents a mathematical model to simulate the transient and compressible flow start-up of drilling fluids so as to predict the pressure transmission along the well and the pressure peak during the flow start-up. The model is based on the conservation equations of mass and momentum which are solved by the method of characteristics. Drilling fluids are treated as non-newtonian Bingham fluids and viscous effects are considered by using the friction factor approach. The model results are corroborated with some experimental values for a Newtonian (water) and two drilling fluids. Case studies are conducted to verifying how the magnitudes of the pressures peaks are affected by the fluid properties and the well geometry. The magnitude of the pressure peak is related to the phenomenon of superposition of pressure waves that are reflected in the ends of the drillpipe-well geometry. Either increasing the well length, viscosity, yield stress and fluid compressibility, or decreasing the fluid density and the cross-sectional area, the pressure wave is faster dissipated. The lower the pressure wave dissipation by viscous friction larger is the magnitude of the pressure peak in the borehole. For constant inlet flow rates as boundary condition, the magnitude of the peaks decreases as the ratio of the pipe and well cross-sectional areas increases, whereas for constant inlet pressure cases, this peak reaches a minimum value.

Made available in DSpace on 2009-11-18T19:00:57Z (GMT). No. of bitstreams: 1 scorradi.pdf: 382436 bytes, checksum: eb4a6875247b98b095aab42aea8644bf (MD5) Previous issue date: 2008 / The concern with the environment is not a recent phenomenon, however, during some time the quarrel over ambient elements did not succeed to reach similar importance as subjects like productivity and quality. The diagnosis of ambient problems with serious consequences in the whole world contributed to renew the concern with the environment and the ambient element acquired high importance in daily activities and in the activities of manufacture and commerce. During many years the ambient politics and regulations were seen as limits to the production or expansion of the productive activities. In the present work we developed a study which demonstrates, in fact this picture is not real. Therefore it is possible to act in efficient considering ambient and economics. A concept that searchs to add efficiency in operations, productiveness and economics to the respect with the environment is the ecoefficiency. In the present work a study of case in the area of ecoefficiency was developed and presents some innovations developed and adopted in the oil industry that had contributed for the company to reach greater efficiency using natural resources, with lesser losses and greater production of demanded derivatives of oil and thus contributing for higher productive, economic and ambient efficiency. / A preocupação com o ambiente não é fenômeno recente, entretanto, durante algum tempo a discussão dos elementos ambientais não conseguia atingir importância similar a assuntos como produtividade e qualidade. O diagnóstico de problemas ambientais com conseqüências graves em todo o mundo contribuiu para renovar a preocupação com o meio ambiente, sendo que o elemento ambiental adquiriu elevada importância em atividades do dia a dia e nas atividades de fabricação e comércio. Durante muitos anos as políticas e regulações ambientais eram vistas como empecilhos à produção ou expansão das atividades produtivas. No presente trabalho apresentamos um estudo que demonstra que de fato esse quadro não é real. Pois é possível atuar de forma eficiente econômica e ambientalmente. Um conceito que busca agregar eficiência nos segmentos de operações, produção e gestão econômica ao respeito ao meio ambiente, é a ecoeficiência. No presente trabalho desenvolveu-se um estudo de caso na área de ecoeficiência em que são apresentadas inovações desenvolvidas e adotadas na indústria de petróleo que contribuíram para que a empresa atingisse maior eficiência na utilização de recursos naturais, com menores perdas e maior produção de derivados de petróleo mais demandados contribuindo então para maior eficiência produtiva, econômica e ambiental.