Submitted by Marcele Costal de Castro (costalcastro@gmail.com) on 2017-09-27T15:49:43Z No. of bitstreams: 1 CESAR MARQUES SALGADO D.PDF: 3287236 bytes, checksum: e8cb423520d25b201049a40e5dc0babf (MD5) / Made available in DSpace on 2017-09-27T15:49:43Z (GMT). No. of bitstreams: 1 CESAR MARQUES SALGADO D.PDF: 3287236 bytes, checksum: e8cb423520d25b201049a40e5dc0babf (MD5) Previous issue date: 2010-02 / Este trabalho apresenta uma nova metodologia baseada nos princípios de atenuação de raios gama, por meio de simulações de Monte Carlo (MC), e redes neurais artificiais (RNAs) supervisionadas para predições de frações de volume e identificação de regimes de fluxo em sistemas multifásicos tipo, gás, água e óleo encontrados na indústria petrolífera off-shore. O princípio baseia-se no reconhecimento das distribuições de altura de pulsos obtidas por detectores cintiladores que são utilizadas inteiramente para alimentar de forma simultânea as RNAs. As curvas-resposta (resolução energética e eficiência) de um detector real são consideradas. O sistema de detecção simulado utiliza dois detectores NaI(Tl) e duas energias de raios gama com feixe largo. A geometria proposta considera os feixes transmitido e espalhado tornando o sistema menos dependente do regime de fluxo. O conjunto de padrões necessário para treinamento e avaliação das RNAs foi gerado por meio do código computacional MCNP-X baseado no método de MC a partir de modelos teóricos ideais e estáticos de regimes multifásicos - anular, estratificado e homogêneo. As RNAs mapearam adequadamente os dados simulados com as frações de volume sem a necessidade do conhecimento, a priori, do regime de fluxo. As RNAs identificaram corretamente todos os regimes com predição satisfatória das frações de volume em sistemas multifásicos indicando a possibilidade de aplicação desta metodologia para tal propósito. / This work presents a new methodology for flow regimes identification and volume fractions prediction in gas-water-oil multiphase systems found in off-shore petroleum industry. The approach is based on gamma-ray pulse height distributions (PHDs) pattern recognition by means the artificial neural networks (ANNs). The detection system uses appropriate fan beam geometry, comprised of a dual-energy gamma-ray source and two NaI(Tl) detectors adequately positioned in order calculate transmitted and scattered beams, which makes it less dependent on the flow regime. The system comprises four ANNs, the first identifies the flow regime and the other three ANNs are specialized in volume fraction prediction for each specific regime. The PHDs are directly used by the ANNs without any parameterization of the measured signal. The energy resolution and efficiency of NaI(Tl) detectors are also considered on the mathematical model. The ideal and static theoretical models for annular, stratified and homogenous flow regimes have been developed using MCNP-X mathematical code (simulations by means of Monte Carlo method), which was used to provide training, test and validation data for the ANNs. The proposed ANNs could correctly identified all three different regimes with satisfactory prediction of volume fraction in gas-water-oil multiphase system demonstrating to be a promising approach for this purpose.

[pt] O aparecimento de tensão limite decorrente da gelificação de óleo parafínicos constitui um problema significativo em linhas submarinas nos sistemas de produção de petróleo em água profundas. Essencialmente, existem dois modos para garantir retorno da produção em oleodutos após longas paradas: aplicar um elevado diferencial de pressão suficiente para mover o gel no duto, reinício de produção, ou injetar um fluido misccível de baixa viscosidade, preferencialmente Newtoniano, na entrada do duto, processo denominado deslocamento de fluido. Nós investigamos os efeitos da tensão limite e da tixotropia no escoamento de fluidos não Newtonianos em dutos horizontais, considerando tanto o reinício de produção quanto o deslocamento de fluidos sem diferença de densidade. Tanto a tensão limite como as propriedades tixotrópicas dos óleos parafínicos foram simuladas reologicamente por fluidos base água, soluções de Carbopol e suspensões de Laponita. Os resultados experimentais e os estudos numéricos do deslocamento de fluidos com tensão limite sem diferença de densidade são apresentados. Três tipos distintos de escoamento, que pertencem a categoria deslocamento central, foram identificados nos experimentos e chamados de corrugado, ondulado e liso a depender do nível de variação da camada residual ao longo do duto. A transição entre esses regimes foi identificada como da razão entre a tensão inercial e a tensão característica do fluido viscoplástico. Além disso, a influência das concentrações de NaCl e Laponita nos parâmetros reológicos das suspensões de Laponita é detalhada e o impacto da tixotropia no reinício de produção de suspensões de Laponita foi analisada com base em dados experimentais. / [en] The yield stress appearance when gelation occurs in wax crude oils constitutes a significant problem in subsea flowline in deepwater oil production systems. In essence, there exist two stages in a pipeline flow restart after a long shutdown: apply a large enough differential pressure in order to mobilize the gel in the pipe, i.e. a process of fluid start-up or inject miscible fluid with low viscosity, preferably Newtonian, at the pipe inlet, to flush the gelled oil out of the pipe, i.e. a process of fluid displacement. We investigate yield stress and thixotropy effects over non-Newtonian fluid flows in a horizontal pipe, considering the fluid start- up and the fluid displacement in the isodense limit. The yield stress and thixotropic properties of waxy crude oils are rheologicaly simulated by water base fluids, Carbopol solutions and Laponite suspensions. The results of experimental and numerical studies of isodense displacement of a yield stress fluid are presented. Three distinct flow types belonging to this central displacement are identified in the experiments namely corrugated, wavy and smooth depending on the level of the residual layer variation along the pipe. The transition between these flow regimes is found to be a function of the ratio between the inertial stress and the characteristic viscous stress of the viscoplastic fluid. Besides, the influence of NaCl and Laponite concentrations in the rheological parameters of Laponite suspensions is detailed and the impact of thixotropy in the start-up of Laponite suspensions are analyzed based on experimental results.

Conselho Nacional de Pesquisa e Desenvolvimento Científico e Tecnológico - CNPq / One of the parameters involved in the design of pressurized hydraulic systems is the pressure drop of the pipes. This verification can be performed through the Darcy-Weisbach formulation, which considers a coefficient of loss of charge (f) that can be measured by the implicit Colebrook-White equation. However, for this determination it is necessary to use numerical methods. Numerous explicit approaches have been proposed to estimate the "f", with different precisions and complexity. Considering the above, the objective of this work is to analyze the explicit approximations of the pressure loss coefficient for pressurized conduits in relation to the Colebrook-White formulation, through the relative performance and error index, determining the most accurate ones so that they can replace the standard Implied for the turbulent flow regime. It was analyzed 29 explicit equations in the literature, determining the coefficient of loss of charge through Reynolds number values in the range of 4x10³ ≤ Re ≤ 108 and relative roughness of 10-6 ≤ Ɛ / D ≤ 5x10-2, obtaining 160 points for each equation, totaling 4800 points. Statistical analysis was performed by the performance index (Id) and the relative error (ER) of the explicit equations in relation to Colebrook-White. The equations of Chen (1979), Shacham (1980), Sonnad Goudar (2006), Buzzelli (2008), Vantankhah and Kouchakzadeh (2008), Fang et al. (2011) and Offor and Alabi (2016a) apply for the entire range of 4x10³ ≤ Re ≤ 108 and 10-6 ≤ Ɛ / D ≤ 5x10-2, and presented high “Id” and high precision, the latter being highlighted by extreme precision, which is indicated to replace the use of the Colebrook-White standard approximation. / Um dos parâmetros envolvido no dimensionamento de sistemas hidráulicos pressurizados é a perda de carga das tubulações. Essa verificação pode ser realizada através da formulação de Darcy-Weisbach, que considera um coeficiente de perda de carga (f) que pode ser mensurado pela equação implícita de Colebrook-White. Porém, para essa determinação é necessário utilizar métodos numéricos. Numerosas aproximações explícitas têm sido propostas para estimar o “f”, com diferentes precisões e complexidade. Diante do exposto, o objetivo desse trabalho é analisar as aproximações explícitas do coeficiente de perda de carga para condutos pressurizados em relação a formulação de Colebrook-White, através do índice de desempenho e erro relativo, determinando as mais precisas para que possam substituir a padrão implícita, para o regime de fluxo turbulento. Foi analisado 29 equações explícitas presentes na literatura, determinando o coeficiente de perda de carga através de valores do número de Reynolds na faixa de 4x10³ ≤ Re ≤ 108 e rugosidade relativa de 10-6 ≤ Ɛ/D ≤ 5x10-2, obtendo 160 pontos para cada equação, totalizando 4800 pontos. A análise estatística foi realizada pelo índide de desempenho (Id) e pelo erro relativo (ER) das equações explícitas em relação à Colebrook-White. As equações de Chen (1979), Shacham (1980), Sonnad Goudar (2006), Buzzelli (2008), Vantankhah e Kouchakzadeh (2008), Fang et al. (2011) e Offor e Alabi (2016a) se aplicam para todo intervalo de 4x10³ ≤ Re ≤ 108 e 10-6 ≤ Ɛ/D ≤ 5x10-2, e apresentaram elevado Id e elevada precisão, destacando-se a última por extrema precisão, sendo esta a indicada para substituir o uso da aproximação padrão de Colebrook-White.

O objetivo desta pesquisa é avaliar o potencial de ocorrência de hidrocarbonetos utilizando uma abordagem simplificada para reservatórios de arenito com dados de dois campos petrolíferos. Inclui a modificação de equações tradicionais para os parâmetros relevantes objetivando ajudar a fornecer expressões alternativas para auxiliar na previsão das unidades de fluxo (hidráulicas) dos reservatórios, transmissibilidade e recuperação primária no Bloco de Petróleo de Ritchie e no Campo de Petróleo e Gás de Osland, ambos situados no Delta do Niger, Nigéria. Também envolve a estimativa dos volumes recuperáveis de hidrocarbonetos com os cortes d´água (Water Cut - Cw), o uso de correlações de tempo/profundidade corretas, análise de velocidade aprimorada para petrofísica e interpretações sísmicas envolvendo a recomendação dos pontos para localização de poços de desenvolvimento no Campo de Petróleo e Gás Osland. No geral, quatro equações tradicionais de permeabilidade (Tixier, Timur, Coates e Coates e Danio\'s) foram modificadas para a análise comparativa e previsão da transmissibilidade dos reservatórios selecionados para a recuperação primária de hidrocarbonetos. Da mesma forma, a equação da Schlumberger para as equações de cálculo do índice de fluido livre (Free Fluid Index - FFI), Tiab e Donaldson para o indicador de zona de fluxo (Flow Zone Indicator - FZI) e índice de qualidade do reservatório (Reservoir Quality Index - RQI) foram redefinidas e incorporadas para auxiliar nas avaliações da unidade de fluxo. Além disso, as equações da Schlumberger para a permeabilidade relativa de fluidos também foram modificadas e utilizadas para a predição da Cw associada. Os resultados indicam reservatórios com boas unidades de vazão e taxas de recuperação. Os volumes de Cw nos reservatórios avaliados estão dentro das taxas aceitáveis e permitiram, também, a identificação de outras profundidades prováveis e a recomendação de áreas de drenagem. A utlização de dados de perfilagem de poços em conjunto com os dados sísmicos (Well to Seismic tie - W-ST) ajudou a reduzir a dúvida sobre a espessora econômica (Pay Thickness - Pt) e a área de drenagem (Drainage Area - Ad). Modelos, em forma de simples equações e gráficos, foram sugeridos para a avaliação de reservatórios dentro de unidades de arenito. Com isso, o trabalho penoso no uso de equações tradicionais foi contornado. Desta forma, os erros computacionais que se somam quando se utliza uma série de equações antes das unidades de fluxo serem avaliadas foram evitados. Portanto, acredita-se que os métodos aqui adotados tenham minimizado o risco e a incerteza que acompanham as avaliações da unidade de fluxo, assim como as estimativas de volumes. Recomenda-se que um geólogo com experiência em geofísica ou mesmo um geofísico deve estar sempre envolvido em interpretações sísmicas e petrofísicas. Isso também contribuirá para a redução de riscos e incertezas. / The aim of this research is to evaluate the hydrocarbon potential using a simplified approach in the sandstone reservoirs of the fields within the two case studies. It includes the modification of some traditional equations for the relevant parameters to help provide alternative expressions to aid the prediction of the reservoirs flow (hydraulic) units, transmissibility and primary recovery in Ritchies Oil Block and Osland Oil and Gas Field. It also involves the estimation of the recoverable volumes of hydrocarbons with the associated water cuts (Cw), and the use of correct time/depth correlations and enhanced velocity analysis for petrophysics and seismic interpretations involving the recommendation of the points for siting developmental wells in Osland Oil and Gas Field. Overall, four traditional equations of permeability (Tixiers, Timurs, Coates and Coates and Denoos) were modified for the comparative analysis and prediction of the selected reservoirs transmissibility and primary hydrocarbon recovery. Similarly, the Schlumbergers equation for the free fluid index (FFI), the Tiab, and Donaldsons equations for Flow zone indicator (FZI) and reservoir quality index (RQI) were redefined and engaged to aid the flow units evaluations. In addition, the Schlumbergers equations for fluids relative permeability were also modified and engaged for the prediction of the associated Cw. The results indicate reservoirs with good flow units and rates of recoveries. The volumes of Cw in the evaluated reservoirs are within the acceptable rates and other probable depths and drainage areas were recommended. Well to seismic tie (W-ST) aided to reduce the doubt regarding pay thickness (Pt) and drainages area (Ad). Models, in form of equations and handy charts, were suggested for the evaluation of reservoirs within sandstone units. The drudgery in the use of tradition equations was bypassed. The computational errors that may come with the calculation of a range of equations before flow units are evaluated were avoided. The methods adopted herein are believed to have minimised risk and uncertainty that comes with the flow unit evaluations and volumes estimations. It is supported herein that a geologist upskilled in geophysics or a geophysicist unskilled in geology should always be engaged in seismic and petrophysical interpretations. This will also contribute to risk and uncertainty reduction.