Made available in DSpace on 2014-12-17T14:08:41Z (GMT). No. of bitstreams: 1 EduardoEFB_DISSERT_1-100.pdf: 2141096 bytes, checksum: 2c8315a9a7567e27a669088e0bbc6350 (MD5) Previous issue date: 2008-12-01 / The application of thermal methods, to increase the recovery of heavy oil in mature fields through drainage with multilateral and horizontal wells, has been thoroughly studied, theorically, experimentally, testing new tools and methods. The continuous injection of steam, through a steam injector well and a horizontal producer well in order to improve horizontal sweep of the fluid reservoir, it is an efficient method. Starting from an heterogeneous model, geologically characterized, modeling geostatistics, set history and identification of the best path of permeability, with seismic 3D, has been dubbed a studying model. It was studied horizontal wells in various directions in relation to the steam and the channel of higher permeability, in eight different depths. Into in the same area were studied, the sensitivity of the trajectories of horizontal wells, according to the depth of navigation. With the purpose of obtaining the highest output of oil to a particular flow, quality, temperature and time for the injection of steam. The wells studied showed a significant improvement in the cumulative oil recovery in one of the paths by promoting an alternative to application in mature fields or under development fields with heavy oil / A aplica??o de m?todos t?rmicos, para aumentar a recupera??o de ?leo pesado em campos maduros atrav?s da drenagem com po?os horizontais e multilaterais, tem sido exaustivamente estudada, te?rica e experimentalmente, testando novas ferramentas e novos m?todos. A inje??o cont?nua de vapor, atrav?s de um po?o injetor e de um po?o horizontal produtor com o objetivo de proporcionar uma varredura dos fluidos do reservat?rio, mostra-se um m?todo eficiente. Partindo de um modelo heterog?neo, geologicamente caracterizado por, modelagem geoestat?stica, ajuste de hist?rico e identifica??o do melhor caminho de permeabilidade, com a s?smica 3D, foi montado um modelo para estudo. Foram estudados po?os horizontais em v?rias dire??es em rela??o ao injetor de vapor e ao canal de maior permeabilidade, em oito profundidades diferentes. Dentro de uma mesma zona foram estudadas, a sensibilidade das trajet?rias de po?os horizontais, em fun??o da profundidade de navega??o. Com a finalidade de obter a maior produ??o acumulada de ?leo a uma determinada vaz?o, qualidade, temperatura e per?odo de inje??o do vapor. Os po?os estudados evidenciam uma melhora significativa na recupera??o acumulada de ?leo em uma das trajet?rias, promovendo uma alternativa de aplica??o em campos maduros ou em desenvolvimento com ?leo pesado

Made available in DSpace on 2014-12-17T14:08:46Z (GMT). No. of bitstreams: 1 ShirleyFMS_DISSERT_parcial.pdf: 156702 bytes, checksum: 946fe2ea3a673657c92a1d9cf7dbf34a (MD5) Previous issue date: 2011-02-28 / Petr?leo Brasileiro SA - PETROBRAS / Waste generated during the exploration and production of oil, water stands out due to various factors including the volume generated, the salt content, the presence of oil and chemicals and the water associated with oil is called produced water. The chemical composition of water is complex and depends strongly on the field generator, because it was in contact with the geological formation for thousands of years. This work aims to characterize the hydrochemical water produced in different areas of a field located in the Potiguar Basin. We collected 27 samples from 06 zones (400, 600, 400/600, 400/450/500, 350/400, A) the producing field called S and measured 50 required parameter divided between physical and chemical parameters, cations and anions. In hydrochemical characterization was used as tools of reasons ionic calculations, diagrams and they hydrochemical classification diagram Piper and Stiff diagram and also the statistic that helped in the identification of signature patterns for each production area including the area that supplies water injected this field for secondary oil recovery. The ionic balance error was calculated to assess the quality of the results of the analysis that was considered good, because 89% of the samples were below 5% error. Hydrochemical diagrams classified the waters as sodium chloride, with the exception of samples from Area A, from the injection well, which were classified as sodium bicarbonate. Through descriptive analysis and discriminant analysis was possible to obtain a function that differs chemically production areas, this function had a good hit rate of classification was 85% / Dos res?duos gerados durante a explora??o e produ??o de petr?leo, a ?gua se destaca devido a v?rios fatores, entre eles o volume gerado, o conte?do salino, a presen?a de ?leo e de produtos qu?micos e essa ?gua associada ao petr?leo ? denominada ?gua produzida. A composi??o qu?mica dessa ?gua ? complexa e depende fortemente do campo gerador, pois a mesma esteve em contato com a forma??o geol?gica por milhares de anos. Esse trabalho tem como objetivo caracterizar hidroqu?micamente a ?gua produzida em diferentes zonas de um campo localizado na Bacia Potiguar. Foram coletadas 27 amostras provenientes de 06 zonas (400, 600, 400/600, 400/450/500, 350/400, A) produtoras do campo denominado S e medidos 50 par?mentos divididos entre par?metros f?sico-qu?micos, c?tions e ?nions. Na caracteriza??o hidroqu?mica foi utilizado como ferramentas c?lculos de raz?es i?nicas, diagramas de classifica??o hidroqu?mica sendo eles o diagrama de Piper e o diagrama de Stiff e tamb?m a estat?stica que auxiliou nas identifica??es de assinaturas padr?es de cada zona de produ??o inclusive a zona que fornece a ?gua injetada nesse campo para a recupera??o secund?ria de petr?leo. O erro do balan?o i?nico foi calculado para avaliar a qualidade dos resultados das an?lises que foi considerada boa, pois 89% das amostras apresentaram erro abaixo de 5%. Os diagramas hidroqu?micos classificaram as ?guas como Cloretadas S?dicas, com exce??o das amostras da zona A, proveniente do po?o injetor, que foram classificadas como Bicarbonatadas S?dicas. Atrav?s da an?lise descritiva e da an?lise de discriminante foi poss?vel a obten??o de uma fun??o que distingue quimicamente as zonas de produ??o, essa fun??o apresentou uma boa taxa de acerto de classifica??o que foi de 85%

Made available in DSpace on 2014-12-17T14:08:51Z (GMT). No. of bitstreams: 1 RutinaldoAN_DISSERT.pdf: 3892841 bytes, checksum: c2e0ab636612eb7f303f7c05dcbc863a (MD5) Previous issue date: 2012-08-28 / Como os recursos de hidrocarbonetos convencionais est?o se esgotando, a crescente demanda mundial por energia impulsiona a ind?stria do petr?leo para desenvolver mais reservat?rios n?o convencionais. Os recursos mundiais de betume e ?leo pesado s?o estimados em 5,6 trilh?es de barris, dos quais 80% est?o localizados na Venezuela, Canad? e EUA. Um dos m?todos para explorar estes hidrocarbonetos ? o processo de drenagem gravitacional assistido com inje??o de vapor e solvente (ES-SAGD Expanding Solvent Steam Assisted Gravity Drainage). Neste processo s?o utilizados dois po?os horizontais paralelos e situados verticalmente um acima do outro, um produtor na base do reservat?rio e um injetor de vapor e solvente no topo do reservat?rio. Este processo ? composto por um m?todo t?rmico (inje??o de vapor) e um m?todo misc?vel (inje??o de solvente) com a finalidade de causar a redu??o das tens?es interfaciais e da viscosidade do ?leo ou betume. O objetivo deste estudo ? analisar a sensibilidade de alguns par?metros operacionais, tais como: tipo de solvente injetado, qualidade do vapor, dist?ncia vertical entre os po?os, porcentagem de solvente injetado e vaz?o de inje??o de vapor sobre o fator de recupera??o para 5, 10 e 15 anos. Os estudos foram realizados atrav?s de simula??es concretizadas no m?dulo STARS (Steam Thermal, and Advanced Processes Reservoir Simulator) do programa da CMG (Computer Modelling Group), vers?o 2010.10, onde as intera??es entre os par?metros operacionais, estudados em um modelo homog?neo com caracter?sticas de reservat?rios semelhantes aos encontrados no Nordeste Brasileiro, foram observadas. Os resultados obtidos neste estudo mostraram que os melhores fatores de recupera??o ocorreram para n?veis m?ximos do percentual de solvente injetado e da dist?ncia vertical entre os po?os. Observou-se tamb?m que o processo ser? rent?vel dependendo do tipo e do valor do solvente injetado

Made available in DSpace on 2015-03-13T17:08:13Z (GMT). No. of bitstreams: 1 DanielSG_Capa_ate_pag62.pdf: 4484256 bytes, checksum: d74828e0a4e19ed96a1cddf2063832fb (MD5) Previous issue date: 2008-08-17 / This work shows a integrated study of modern analog to fluvial reservoirs of A?u Formation (Unit 3). The modern analog studied has been Assu River located in the same named city, Rio Grande do Norte State, Northeast of Brazil. It has been developed a new methodology to parameterizating the fluvial geological bodies by GPR profile (by central frequency antennas of 50, 100 and 200 MHz). The main parameters obtained were width and thickness. Still in the parameterization, orthophotomaps have been used to calculate the canal sinuosity and braided parameters of Assu River. These information are integrated in a database to supply input data in 3D geological models of fluvial reservoirs. It was made an architectural characterization of the deposit by trench description, GPR profile interpretation and natural expositions study to recognize and describe the facies and its associations, external and internal geometries, boundary surfaces and archtetural elements. Finally, a three-dimensional modeling has been built using all the acquired data already in association with real well data of a reservoir which Rio Assu is considered as analogous. Facies simulations have been used simple kriging (deterministic algorithm), SIS and Boolean (object-based, both stochastics). And, for modeling porosities have used the stochastic algorithm SGS / Esta disserta??o engloba o estudo integrado de an?logo recente aos reservat?rios petrol?feros fluviais da forma??o A?u (Unidade A?u-3). O an?logo estudado ? o Rio Assu, em um segmento localizado pr?ximo ? cidade hom?nima no Estado do Rio Grande do Norte, Brasil. Foi desenvolvida uma nova metodologia para a parametriza??o dos corpos sedimentares (canais fluviais) com base em perfis GPR (utilizando antenas com freq??ncia central de 200, 100 e 50 MHz). Os principais par?metros obtidos foram largura e espessura. Na parametriza??o foram utilizadas ainda ortofotocartas para o c?lculo dos par?metros de sinuosidade e entrela?amento dos canais. Estas informa??es est?o inclusos em um banco de dados que tem como finalidade principal a de servir como dado de entrada na modelagem geol?gica de reservat?rios fluviais. Foi realizada, tamb?m, a caracteriza??o arquitetural deste dep?sito com base na descri??o de trincheiras, interpreta??o de perfis GPR e estudo de exposi??es naturais do dep?sito para o reconhecimento e descri??o das f?cies e suas associa??es, al?m dos elementos arquiteturais e superf?cies limitantes. Por ?ltimo, foi realizada a modelagem tridimensional do an?logo, no software PETRELTM, com base na associa??o de todos os dados obtidos neste trabalho com dados reais de po?os de um reservat?rio ao qual o Rio Assu ? aqui adotado como an?logo, utilizando os algoritmos Krigagem Simples (determin?stico), SIS e Booleano (ambos estoc?sticos) para a modelagem de f?cies e o algoritmo estoc?stico SGS para modelagem de porosidadesa

Made available in DSpace on 2015-03-13T17:08:38Z (GMT). No. of bitstreams: 1 FilipeSL_DISSERT.pdf: 18861623 bytes, checksum: dec06565f69ab3657111750b25f78441 (MD5) Previous issue date: 2013-06-27 / The Camorim Oilfield, discovered in 1970 in the shallow water domain of the Sergipe Sub-basin, produces hydrocarbons from the Carm?polis Member of the Muribeca Formation, the main reservoir interval, interpreted as siliciclastics deposited in an alluvial-fluvial-deltaic context during a late rifting phase of Neoaptian age, in the Sergipe-Alagoas Basin. The structural setting of the field defines different production blocks, being associated to the evolution of the Atalaia High during the rift stage and subsequent reactivations, encompassing NE-SW trending major normal faults and NWEW trending secondary faults. The complexity of this field is related to the strong facies variation due to the interaction between continental and coastal depositional environments, coupled with strata juxtaposition along fault blocks. This study aims to geologically characterize its reservoirs, to provide new insights to well drilling locations in order to increase the recovery factor of the field. Facies analysis based on drill cores and geophysical logs and the 3D interpretation of a seismic volume, provide a high resolution stratigraphic analysis approach to be applied in this geodynamic transitional context between the rift and drift evolutionary stages of the basin. The objective was to define spatial and time relations between production zones and the preferential directions of fluid flow, using isochore maps that represent the external geometry of the deposits and facies distribution maps to characterize the internal heterogeneities of these intervals, identified in a 4th order stratigraphic zoning. This work methodology, integrated in a 3D geological modelling process, will help to optimize well drilling and hydrocarbons production. This methodology may be applied in other reservoirs in tectonic and depositional contexts similar to the one observed at Camorim, for example, the oil fields in the Aracaju High, Sergipe Sub-basin, which together represent the largest volume of oil in place in onshore Brazilian basins / O Campo de Camorim, descoberto em 1970 na por??o de ?guas rasas da Subbacia de Sergipe, produz hidrocarbonetos do Membro Carm?polis/Forma??o Muribeca, principal intervalo reservat?rio, interpretado como silicicl?sticos depositados em um contexto al?vio-fl?vio-deltaico na fase tardia do rifteamento da Bacia Sergipe-Alagoas, Neoaptiano. O arcabou?o estrutural, que subdivide o campo em blocos produtores, est? associado ? evolu??o do Alto de Atalaia durante a fase rifte e reativa??es posteriores, apresentando falhas normais principais de dire??o NE-SW e falhas secund?rias de dire??es NW-SE e E-W. A complexidade do campo est? ligada ? intensa varia??o faciol?gica, resultante da intera??o entre os ambientes deposicionais continentais e costeiros, e a justaposi??o dos estratos associada ? evolu??o estrutural. Este trabalho tem como objetivo a caracteriza??o geol?gica dos reservat?rios para dar subs?dios ?s novas perfura??es de po?os destinados a aumentar o fator de recupera??o do campo. Deste modo, a partir da an?lise faciol?gica realizada em testemunhos e perfis geof?sicos, em conjunto com a interpreta??o do volume s?smico 3D, prop?e-se uma metodologia que se baseia na an?lise estratigr?fica de alta resolu??o, aplicada em um contexto geodin?mico transicional entre os est?gios rifte e drifte de evolu??o da bacia, capaz de determinar as rela??es espaciais e temporais das zonas produtoras e as dire??es preferenciais do fluxo de fluidos, empregando para este fim, mapas de is?coras que representam a geometria externa, e mapas de distribui??o de f?cies para as heterogeneidades internas destes intervalos identificados em um zoneamento estratigr?fico de 4? ordem. Esta metodologia de trabalho, integrada em um processo de modelagem geol?gica 3D, vai ser utilizada para estabelecer a geometria da malha de po?os injetores/produtores do intervalo de interesse e pode ser aplicada em outros reservat?rios cujo contexto tect?nico-deposicional seja semelhante ao observado em Camorim, caso dos campos localizados no Alto de Aracaju, Sub-bacia de Sergipe, que juntos comp?em o maior volume de ?leo in place na por??o terrestre das bacias brasileiras

Submitted by Automa??o e Estat?stica (sst@bczm.ufrn.br) on 2016-03-22T19:35:00Z No. of bitstreams: 1 AldayrDantasDeAraujoJunior_TESE.pdf: 6801282 bytes, checksum: 6465e3e1ed3f877f913f31049263ffc2 (MD5) / Approved for entry into archive by Arlan Eloi Leite Silva (eloihistoriador@yahoo.com.br) on 2016-03-28T19:14:32Z (GMT) No. of bitstreams: 1 AldayrDantasDeAraujoJunior_TESE.pdf: 6801282 bytes, checksum: 6465e3e1ed3f877f913f31049263ffc2 (MD5) / Made available in DSpace on 2016-03-28T19:14:32Z (GMT). No. of bitstreams: 1 AldayrDantasDeAraujoJunior_TESE.pdf: 6801282 bytes, checksum: 6465e3e1ed3f877f913f31049263ffc2 (MD5) Previous issue date: 2015-04-29 / O ?xito atingido pelos m?todos t?rmicos de recupera??o, em ?leos pesados, motivou o surgimento de estudos relacionados com a utiliza??o de ondas eletromagn?ticas como fontes geradoras de calor em reservat?rios de petr?leo. Desta maneira, essa gera??o ? obtida atrav?s de tr?s tipos de processos distintos de acordo com o intervalo de frequ?ncias utilizado. S?o eles: o aquecimento eletromagn?tico indutivo, o resistivo e o diel?trico, tamb?m conhecido como por radia??o. O presente estudo foi baseado em simula??es computacionais em reservat?rios de petr?leo com caracter?sticas similares aos encontrados nas bacias sedimentares do Nordeste brasileiro. Todos os casos estudados foram simulados usando o programa STARS, da CMG (Computer Group, Modelagem vers?o 2012.10). Algumas simula??es levaram em considera??o a inser??o de part?culas eletricamente sens?veis em determinados setores do modelo de reservat?rio estudado atrav?s de fraturas. A proposta deste trabalho ? a utiliza??o do aquecimento eletromagn?tico por indu??o como m?todo de recupera??o de ?leos pesados, para verificar a influ?ncia dessas part?culas acima citadas no modelo de reservat?rio utilizado. Foram feitas an?lises comparativas envolvendo o aquecimento eletromagn?tico indutivo, a opera??o do fraturamento hidr?ulico e a inje??o de ?gua em diferentes situa??es do modelo de reservat?rio estudado. Foi constatado que fraturando o po?o injetor com o intuito de que o aquecimento eletromagn?tico ocorra no mesmo po?o em que h? a inje??o de ?gua, houve um acr?scimo consider?vel do fator de recupera??o e produ??o acumulada de ?leo em rela??o aos modelos em que o fraturamento hidr?ulico ocorria no po?o produtor e a inje??o de ?gua no po?o injetor. Este fato se deve ? gera??o de vapor in situ no reservat?rio. / The success achieved by thermal methods of recovery, in heavy oils, prompted the emergence of studies on the use of electromagnetic waves as heat generating sources in oil reservoirs. Thus, this generation is achieved by three types of different processes according to the frequency range used. They are: the electromagnetic induction heating, the resistive and the dielectric, also known as radiation. This study was based on computer simulations in oil reservoirs with characteristics similar to those found in the sedimentary basins of the Brazilian Northeast. All cases studied were simulated using the software STARS, CMG (Computer Group, version 2012.10 Modeling). Some simulations took into account the inclusion of electrically sensitive particles in certain sectors of the reservoir model studied by fracturing. The purpose of this work is the use of the electromagnetic induction heating as a recovery method of heavy oil, to check the influence of these aforementioned particles on the reservoir model used. Comparative analyses were made involving electromagnetic induction heating, the operation of hydraulic fracturing and the injection of water to the different situations of the reservoir model studied. It was found that fracturing the injection well in order that the electromagnetic heating occurs in the same well where there is water injection, there was a considerable increase in the recovery factor and in the cumulative oil production in relation to the models in which hydraulic fracturing occurred in the production well and water injection in the injection well. This is due to the generation of steam in situ in the reservoir.

Submitted by Automa??o e Estat?stica (sst@bczm.ufrn.br) on 2016-06-06T21:01:05Z No. of bitstreams: 1 GabrielPabloNudelman_DISSERT.pdf: 4667154 bytes, checksum: 87376721e94f9b7485cbec0fb6ad20a8 (MD5) / Approved for entry into archive by Arlan Eloi Leite Silva (eloihistoriador@yahoo.com.br) on 2016-06-08T20:53:05Z (GMT) No. of bitstreams: 1 GabrielPabloNudelman_DISSERT.pdf: 4667154 bytes, checksum: 87376721e94f9b7485cbec0fb6ad20a8 (MD5) / Made available in DSpace on 2016-06-08T20:53:05Z (GMT). No. of bitstreams: 1 GabrielPabloNudelman_DISSERT.pdf: 4667154 bytes, checksum: 87376721e94f9b7485cbec0fb6ad20a8 (MD5) Previous issue date: 2015-09-29 / Nos ?ltimos dezesseis anos surgiu no Brasil um segmento de produtores independentes com foco de atua??o nas bacias terrestres e de ?guas rasas. Entre os desafios destas empresas se encontra o desenvolvimento de campos com projetos com um valor presente l?quido (VPL) baixo. O objetivo deste trabalho foi estudar a melhor op??o t?cnico-econ?mica de desenvolvimento de um campo de petr?leo no Nordeste Brasileiro aplicando a simula??o de reservat?rios. A partir de dados reais de geologia, reservat?rios e produ??o foi realizado o modelo geol?gico e de simula??o. Devido a n?o ter an?lise PVT, foram utilizados os dados do ensaio de destila??o denominado Pontos de Ebuli??o Verdadeiros (PEV) para criar um modelo de fluidos gerando as curvas PVT. Ap?s realizado o ajuste manual do hist?rico, foram simulados quatro cen?rios de desenvolvimento: a extrapola??o de produ??o sem novos investimentos, a convers?o de um po?o produtor para inje??o de g?s imisc?vel, a perfura??o de um po?o vertical e a perfura??o de um po?o horizontal. Como resultados, do ponto de vista financeiro, a inje??o de g?s foi a alternativa com menor valor agregado, podendo ser vi?vel caso haja restri??es ambientais ou regulat?rias de queima ou de ventila??o ao meio ambiente do g?s produzido do campo ou de campos vizinhos. O fator de recupera??o atingido com a perfura??o dos po?os vertical e horizontal ? similar, mas a perfura??o do po?o horizontal ? um projeto de acelera??o de produ??o, portanto a produ??o acumulada incremental atualizada com uma taxa m?nima de atratividade da empresa ? maior. A depender do pre?o do barril de petr?leo Brent e do custo de perfura??o esta op??o pode ser t?cnica e financeiramente vi?vel. / In the last 16 years emerged in Brazil a segment of independent producers with focus on onshore basins and shallow waters. Among the challenges of these companies is the development of fields with projects with a low net present value (NPV). The objective of this work was to study the technical-economical best option to develop an oil field in the Brazilian Northeast using reservoir simulation. Real geology, reservoir and production data was used to build the geological and simulation model. Due to not having PVT analysis, distillation method test data known as the true boiling points (TBP) were used to create a fluids model generating the PVT data. After execution of the history match, four development scenarios were simulated: the extrapolation of production without new investments, the conversion of a producing well for immiscible gas injection, the drilling of a vertical well and the drilling of a horizontal well. As a result, from the financial point of view, the gas injection is the alternative with lower added value, but it may be viable if there are environmental or regulatory restrictions to flaring or venting the produced gas into the atmosphere from this field or neighboring accumulations. The recovery factor achieved with the drilling of vertical and horizontal wells is similar, but the horizontal well is a project of production acceleration; therefore, the present incremental cumulative production with a minimum rate of company's attractiveness is higher. Depending on the crude oil Brent price and the drilling cost, this option can be technically and financially viable.

Made available in DSpace on 2014-12-17T14:57:40Z (GMT). No. of bitstreams: 1 RaimundoNAC.pdf: 846914 bytes, checksum: 05f5ca2a386c7e7ce11ac1dae42ab71d (MD5) Previous issue date: 2007-06-01 / An solar alternative system for water heating is presented. Is composed for one low cost alternative collector and alternative thermal reservoir for hot water storing. The collector of the system has box confectioned in composite material and use absorption coils formed for PVC tubes. The box of hot water storage was confectioned from a plastic polyethylene drum used for storage of water and garbage, coated for a cylinder confectioned in fiber glass. The principle of functioning of the system is the same of the conventionally. Its regimen of work is the thermosiphon for a volume of 250 liters water. The main characteristic of the system in considered study is its low cost, allowing a bigger socialization of the use of solar energy. It will be demonstrated the viabilities thermal, economic and of materials of the system of considered heating, and its competitiveness in relation to the available collectors commercially. Relative aspects will be boarded also the susceptibility the thermal degradation and for UV for the PVC tubes. It will be shown that such system of alternative heating, that has as main characteristic its low cost, presents viabilities thermal, economic and of materials / Apresenta-se um sistema de aquecimento solar de ?gua, trabalhando em regime de termossif?o, constitu?do por um, coletor solar alternativo e um reservat?rio armazenador de ?gua tamb?m alternativo. O coletor foi constru?do com um material comp?sito a base de gesso e isopor e o reservat?rio t?rmico a partir de um tambor de polietileno de 200 litros utilizado para armazenamento de ?gua e lixo recoberto por um cilindro em fibra de vidro, tendo isopor triturado entre as duas superf?cies. A utiliza??o do comp?sito e a nova forma de obten??o da grade absorvedora permitem que o coletor apresente apenas tr?s elementos ao inv?s dos cinco caracter?sticos de um coletor convencional, diminuindo, portanto o seu custo. A superf?cie absorvedora dos coletores foi montada utilizando-se tubos de PVC pintados de preto fosco, ligados atrav?s de uma configura??o em paralelo, utilizando como elementos de liga??o conex?es em T de PVC de mesmo di?metro. Ser?o apresentados dados de efici?ncia e perda t?rmicas que demonstram a efici?ncia t?rmica do sistema de aquecimento proposto Abordarse-? tamb?m aspectos relativos a susceptibilidade de degrada??o dos tubos de PVC quando expostos a radia??o solar. Mostrar-se-? que tal sistema de aquecimento alternativo, que tem como principal caracter?stica seu baixo custo, apresenta viabilidades t?rmica, econ?mica e de materiais

Made available in DSpace on 2014-12-17T14:57:43Z (GMT). No. of bitstreams: 1 NatanaeyfleRGS.pdf: 3490813 bytes, checksum: f204addb5db220050260ffb91221e262 (MD5) Previous issue date: 2008-02-08 / Conselho Nacional de Desenvolvimento Cient?fico e Tecnol?gico / A solar alternative system for water heating is presented. It work on a thermosiphon, consisting of one or two alternative collectors and a water storage tank also alternative, whose main purpose is to socialize the use of energy mainly to be used by people of low income. The collectors were built from the use of pets bottles, cans of beer and soft drinks and tubes of PVC, ? " and the thermal reservoirs from a drum of polyethylene used for storage of water and garbage placed inside cylinder of fiber glass and EPS ground between the two surfaces. Such collectors are formed by three elements: pet bottles, cans and tubes absorbers. The heating units, which form the collector contains inside the cans that can be closed, in original form or in the form of plate. The collectors have an absorber grid formed by eight absorbers PVC tube, connected through connections at T of the same material and diameter. It will be presented data of the thermal parameters which demonstrate the efficiency of the heating system proposed. Relative aspects will be boarded also the susceptibility the thermal degradation and for UV for the PVC tubes. It will be demonstrated that this alternative heating system, which has as its main feature low cost, presents thermal, economic and materials viabilities / Apresenta-se um sistema de aquecimento de ?gua solar atrav?s do uso da energia solar, trabalhando em regime de termossif?o, constitu?do por um ou dois coletores, coletores alternativos e um reservat?rio armazenador de ?gua tamb?m alternativo, cuja principal finalidade ? socializar o uso da energia principalmente para ser utilizada por popula??es de baixa renda. Os coletores foram constru?dos a partir da utiliza??o de garrafas pet, latas de cervejas e refrigerantes e tubos de PVC de ? e os reservat?rios t?rmicos a partir de um tambor de polietileno utilizado para armazenamento de ?gua e lixo colocado no interior de cilindro em fibra de vidro, tendo isopor triturado entre as duas superf?cies. Tais coletores s?o formados por apenas tr?s elementos: garrafa pet, latas e tubos absorvedores. As unidades de aquecimento que formam o coletor cont?m em seu interior as latas que podem estar fechadas, vazadas ou em forma de aletas. Os coletores possuem uma grade absorvedora formada por oito tubos absorvedores de PVC, ligados atrav?s de conex?es em T do mesmo material e di?metro. Ser?o apresentados dados de rendimento e perda t?rmicos que demonstram a efici?ncia do sistema de aquecimento proposto Abordar-se-? tamb?m aspectos relativos a susceptibilidade de degrada??o dos tubos de PVC quando expostos a radia??o solar. Mostrar-se-? que tal sistema de aquecimento alternativo, que tem como principal caracter?stica seu baixo custo, apresenta viabilidades t?rmica, econ?mica e de materiais

Made available in DSpace on 2014-12-17T15:01:22Z (GMT). No. of bitstreams: 1 GertrudesOQ.pdf: 1545154 bytes, checksum: 8733f5db29d9ddd6780de7e34160f375 (MD5) Previous issue date: 2005-12-16 / Thermal methods made heavy oil production possible in fields where primary recovery failed. Throughout the years steam injection became one of the most important alternatives to increase heavy oil recovery. There are many types of steam injection, and one of them is the cyclic steam injection, which has been used with success in several countries, including Brazil. The process involves three phases: firstly, steam is injected, inside of the producing well; secondly, the well is closed (soak period); and finally, the well is put back into production. These steps constitute one cycle. The cycle is repeated several times until economical production limit is reached. Usually, independent of reservoir type, as the number of cycles increases the cyclic injection turns less efficient. This work aims to analyze rock and reservoir property influence in the cyclic steam injection. The objective was to study the ideal number of cycles and, consequently, process optimization. Simulations were realized using the STARS simulator from the CMG group based in a proposed reservoir model. It was observed that the reservoir thickness was the most important parameter in the process performance, whilst soaking time influence was not significant / Os m?todos t?rmicos viabilizaram a produ??o de ?leo pesado em campos considerados n?o comerciais pelos m?todos convencionais de recupera??o. A inje??o de vapor, em particular, veio a se consagrar ao longo dos anos e ? hoje uma das principais alternativas economicamente vi?vel para o aumento da recupera??o dos ?leos pesados. Dentre as ramifica??es da inje??o de vapor existentes a inje??o c?clica tem sido utilizada com sucesso em escalas comerciais em v?rios pa?ses, incluindo o Brasil. O processo envolve tr?s fases: a primeira ? a inje??o de vapor na qual o vapor ? injetado, dentro do po?o produtor, por um per?odo espec?fico de tempo; em seguida, o po?o ? fechado por um curto per?odo de tempo ( soak period ); e finalmente, o po?o ? recolocado em produ??o durante meses a anos. Esse processo constitui um ciclo. O ciclo ? repetido um n?mero de vezes at? que o limite econ?mico na produ??o seja alcan?ado. Independente do tipo de reservat?rio, a inje??o c?clica geralmente se torna menos eficiente ? propor??o que o n?mero de ciclos aumenta. Este trabalho visa analisar a influ?ncia de algumas propriedades de rocha e reservat?rio na inje??o c?clica de vapor a fim de estudar o n?mero ideal de ciclos e, conseq?entemente, otimizar o processo. Foram realizadas simula??es, utilizando o simulador STARS do grupo CMG, a partir de um modelo de reservat?rio proposto. Observou-se que o efeito da espessura do reservat?rio foi o par?metro que mais influenciou no desempenho do processo, enquanto que para o tempo de soaking essa influ?ncia n?o foi significativa