Submitted by Automa??o e Estat?stica (sst@bczm.ufrn.br) on 2016-05-03T23:46:47Z No. of bitstreams: 1 AnthonyAndreyRamalhoDiniz_TESE.pdf: 15099373 bytes, checksum: 616c247460cf0f6003f86c2374d07108 (MD5) / Approved for entry into archive by Arlan Eloi Leite Silva (eloihistoriador@yahoo.com.br) on 2016-05-05T23:03:00Z (GMT) No. of bitstreams: 1 AnthonyAndreyRamalhoDiniz_TESE.pdf: 15099373 bytes, checksum: 616c247460cf0f6003f86c2374d07108 (MD5) / Made available in DSpace on 2016-05-05T23:03:00Z (GMT). No. of bitstreams: 1 AnthonyAndreyRamalhoDiniz_TESE.pdf: 15099373 bytes, checksum: 616c247460cf0f6003f86c2374d07108 (MD5) Previous issue date: 2015-08-10 / Em 2006, a Petrobras anunciou a descoberta do campo de Tupi, na Bacia de Santos, que concentra uma grande quantidade de petr?leo abaixo da camada de sal, conhecida como camada pr?-sal. Essa descoberta possui grandes volumes de ?leo leve (28? a 30? API), com alto conte?do de g?s, pr?xima aos centros consumidores mais importantes do Sudeste do Brasil e tendo os testes de forma??o dos primeiros po?os apresentado altas vaz?es, sem indica??o de barreiras. Apesar dessa descoberta ser muito importante, a Petrobras e seus parceiros reconhecem que ela representa um cen?rio desafiador, por estar localizada em torno de 300km da costa, em condi??es adversas para sua produ??o. Examinando poss?veis m?todos de recupera??o avan?ada aplic?veis ?quelas condi??es, considerou-se que a presen?a de di?xido de carbono (CO2) poderia ser vantajosa, se combinada com a ?gua do mar, no processo de inje??o alternada de ?gua e g?s (WAG), que passou a ser visto como uma boa op??o. Nesse contexto, esta pesquisa teve como objetivo a realiza??o da avalia??o de v?rias t?cnicas de inje??o de CO2 e ?gua, em reservat?rios com caracter?sticas do pr?-sal brasileiro. Para tanto, foi modelado um ?leo leve, semelhante aos ?leos encontrados na camada do pr?-sal, e um reservat?rio homog?neo, semissint?tico, tamb?m de caracter?sticas semelhantes aos reservat?rios carbon?ticos daquela regi?o, produzindo atrav?s de uma malha five-spot, em um tempo de projeto de 12 anos. Inicialmente, foram realizados testes injetando apenas ?gua e depois CO2. Com base nesses testes, foram avaliadas quatro varia??es do WAG, sendo as duas primeiras com inje??o alternada dos fluidos e as demais com inje??o cont?nua. Ao final, verificou-se que a inje??o alternada de ?gua e g?s, iniciada com ?gua, ? a op??o com maior recupera??o de ?leo, que alcan?ou 91,34% no melhor caso. Quando iniciado com inje??o de g?s, o mesmo processo se torna mais r?pido para intervalos mais curtos, mas n?o resulta na mesma efici?ncia. Por fim, os processos com inje??o cont?nua apresentam resultados mais r?pidos que a inje??o individual dos fluidos, mas o resultado final do CO2 ? superior.

Submitted by Automa??o e Estat?stica (sst@bczm.ufrn.br) on 2017-02-10T16:44:40Z No. of bitstreams: 1 GlydianneMaraDiogenesFernandes_TESE.pdf: 3862064 bytes, checksum: fefa5eff9a9888901a0fc8b23ab2f361 (MD5) / Approved for entry into archive by Arlan Eloi Leite Silva (eloihistoriador@yahoo.com.br) on 2017-02-10T21:36:27Z (GMT) No. of bitstreams: 1 GlydianneMaraDiogenesFernandes_TESE.pdf: 3862064 bytes, checksum: fefa5eff9a9888901a0fc8b23ab2f361 (MD5) / Made available in DSpace on 2017-02-10T21:36:27Z (GMT). No. of bitstreams: 1 GlydianneMaraDiogenesFernandes_TESE.pdf: 3862064 bytes, checksum: fefa5eff9a9888901a0fc8b23ab2f361 (MD5) Previous issue date: 2016-09-02 / As novas tecnologias que utilizam a recupera??o avan?ada de petr?leo surgiram da necessidade de se retirar o ?leo que ainda permanece no reservat?rio ap?s a recupera??o prim?ria. O objetivo desses m?todos ? elevar o fator de recupera??o do ?leo. Dessa forma, alguns projetos passam a se tornar vi?veis economicamente quando se utilizam esses m?todos. Os m?todos t?rmicos, dentre eles a inje??o de vapor, promovem a recupera??o do ?leo atrav?s da inser??o de energia t?rmica dentro do reservat?rio. O aumento da temperatura faz com que o ?leo tenha a sua viscosidade reduzida, aumentando assim, seu deslocamento em dire??o aos po?os de produ??o. O processo de drenagem gravitacional assistida por vapor (SAGD) ? um m?todo avan?ado de recupera??o. Sua configura??o apresenta dois po?os horizontais paralelos, um acima do outro. O vapor ? injetado de forma cont?nua ao longo do po?o injetor, em seguida forma-se uma c?mara de vapor que cresce at? encontrar os limites do reservat?rio. Este ?leo tem, ent?o, sua viscosidade reduzida e, pela a??o das for?as gravitacionais, ? drenado em dire??o ao po?o produtor. Neste contexto, esta pesquisa teve como objetivo realizar um estudo de diferentes configura??es de po?os injetores no processo SAGD, considerando os efeitos das perdas de carga e calor no po?o injetor em reservat?rios do nordeste brasileiro. Um planejamento fatorial foi utilizado para verificar a influ?ncia dos par?metros estudados no fator de recupera??o. Foi realizada tamb?m uma an?lise t?cnico econ?mica das configura??es dos po?os injetores com a finalidade de analisar a rentabilidade dos projetos estudados. Para a realiza??o das simula??es num?ricas foi utilizado o simulador t?rmico STARS da CMG (Computer Modelling Group). Os resultados mostraram que os po?os injetores inclinados apresentaram uma menor produ??o em rela??o ? configura??o com po?os horizontais. A configura??o com po?os injetores deslocados em rela??o ao po?o produtor (W-SAGD), para vaz?es de inje??o a partir de 100 ton/dia, levou a forma??o de uma c?mara de vapor maior e mais eficiente. Foi observado tamb?m que a utiliza??o de po?os injetores verticais (V-SAGD), para maiores vaz?es de inje??o de vapor, apresentou uma produ??o acumulada de ?leo menor, por?m, similar ao SAGD com po?o injetor horizontal. Na an?lise econ?mica, o modelo SAGD apresentou os maiores VPLs. / New technologies that use the enhanced oil recovery emerged the need to remove the oil that remains in the reservoir after primary recovery. The goal of these methods is to increase the oil recovery factor. Thus, some projects start to become economically viable when using these methods. The thermal methods, including steam injection, promote the recovery of oil through the thermal energy within the insert reservoir. The increased temperature causes the oil to have its viscosity reduced, thereby increasing its speed towards the production wells. The steam assisted gravity drainage process (SAGD) is an advanced method of recovery. Its configuration has two parallel horizontal wells, one above the other. The steam is injected continuously during the injection well, and then forms a steam chamber which grows to find the limits of the reservoir. This oil is then reduced its viscosity and, by the action of gravitational forces, it is drained toward the producing well. In this context, this study aimed to carry out a study of different configurations of injection wells in SAGD process, considering the effects of load loss and heat in the injection well in the Brazilian northeast reservoirs. A factorial design was used to investigate the influence of the parameters studied in the recovery factor. It also performed an economic analysis of the technical settings of injection wells in order to analyze the profitability of the projects studied. To perform the numerical simulations we used the thermal simulator CMG STARS (Computer Modelling Group). The results showed that the inclined injection wells had a lower production compared to the configuration with horizontal wells. A setting producer injectors offset from the well (W-SAGD) for injection flowrates from 100 ton/day, led to the formation of a vapor chamber larger and more efficient. It was also observed that the use of vertical injection wells (VSAGD), for larger flowrates, showed a lower cumulative production of oil, however, similar to SAGD injector well horizontally. In the economic analysis, the SAGD model showed the highest NPVs.

Submitted by Automa??o e Estat?stica (sst@bczm.ufrn.br) on 2017-05-08T17:34:51Z No. of bitstreams: 1 AntonioRobsonGurgel_TESE.pdf: 19778169 bytes, checksum: d9084d105aa006a9e3b12128107398f8 (MD5) / Approved for entry into archive by Monica Paiva (monicalpaiva@hotmail.com) on 2017-05-08T17:40:17Z (GMT) No. of bitstreams: 1 AntonioRobsonGurgel_TESE.pdf: 19778169 bytes, checksum: d9084d105aa006a9e3b12128107398f8 (MD5) / Made available in DSpace on 2017-05-08T17:40:17Z (GMT). No. of bitstreams: 1 AntonioRobsonGurgel_TESE.pdf: 19778169 bytes, checksum: d9084d105aa006a9e3b12128107398f8 (MD5) Previous issue date: 2015-12-04 / Nos m?todos t?rmicos de recupera??o de petr?leo, o calor transferido para a rocha-reservat?rio pode ser proveniente da inje??o de fluidos quentes (?gua quente ou vapor), por meio da combust?o in situ ou de aquecimento eletromagn?tico. Do ponto de vista energ?tico, apenas uma fra??o do calor injetado ir? aquecer efetivamente o meio poroso e assim auxiliar no aumento do fator de recupera??o final do ?leo, pois parte desse calor se perde nas linhas de inje??o, forma??es adjacentes ? zona produtora e nos po?os injetores e produtores. Uma das formas de se medir a quantidade de calor presente no meio poroso ? atrav?s da efici?ncia t?rmica, que pode ser definida como a raz?o entre o calor remanescente do reservat?rio e o calor l?quido injetado. A an?lise desta vari?vel pode auxiliar no gerenciamento da quantidade de energia necess?ria e que est? sendo gasta para recupera??o de ?leo. Para a realiza??o deste estudo, foi desenvolvido um modelo num?rico, semissint?tico, em um sistema cartesiano de malhas, com um padr?o de ? de five spot invertido, utilizando o programa STARS (Steam, Thermal, and Advanced Processes Reservoir Simulator), do grupo CMG (Computer Modelling Group Ltd.). Os par?metros de reservat?rios e operacionais analisados neste estudo foram a espessura da zona produtora de ?leo, a condutividade t?rmica da rocha e a capacidade calor?fica das forma??es adjacentes (topo e base), a vaz?o de inje??o de vapor, o t?tulo e a completa??o dos po?os injetores e produtores. J? as vari?veis avaliadas foram a efici?ncia t?rmica, o fator de recupera??o e o valor presente l?quido, durante o per?odo de 15 anos. A forma??o portadora de hidrocarbonetos possui caracter?sticas de rocha-reservat?rio similares ?s encontradas no Nordeste Brasileiro, mais especificamente da Bacia Potiguar, contendo ?leo de alta viscosidade. A partir dos resultados obtidos nas simula??es num?ricas, verificou-se que o comportamento da efici?ncia t?rmica foi fortemente dependente das espessuras da zona produtora, da condutividade t?rmica e capacidade calor?fica das forma??es adjacentes, das taxas de inje??o de vapor, do t?tulo e da completa??o dos po?os. Em rela??o ? espessura, maiores valores deste par?metro melhoraram a fra??o de calor remanescente do ?leo. Por outro lado, o incremento no t?tulo do vapor e na vaz?o de inje??o favoreceram o aumento da efici?ncia t?rmica apenas antes da ocorr?ncia da erup??o de calor no po?o produtor, mas passaram a reduzir a efici?ncia t?rmica ap?s o referido evento. Isto n?o havia sido predito nos modelos cl?ssicos encontrados na literatura. / Nos m?todos t?rmicos de recupera??o de petr?leo, o calor transferido para a rocha-reservat?rio pode ser proveniente da inje??o de fluidos quentes (?gua quente ou vapor), por meio da combust?o in situ ou de aquecimento eletromagn?tico. Do ponto de vista energ?tico, apenas uma fra??o do calor injetado ir? aquecer efetivamente o meio poroso e assim auxiliar no aumento do fator de recupera??o final do ?leo, pois parte desse calor se perde nas linhas de inje??o, forma??es adjacentes ? zona produtora e nos po?os injetores e produtores. Uma das formas de se medir a quantidade de calor presente no meio poroso ? atrav?s da efici?ncia t?rmica, que pode ser definida como a raz?o entre o calor remanescente do reservat?rio e o calor l?quido injetado. A an?lise desta vari?vel pode auxiliar no gerenciamento da quantidade de energia necess?ria e que est? sendo gasta para recupera??o de ?leo. Para a realiza??o deste estudo, foi desenvolvido um modelo num?rico, semissint?tico, em um sistema cartesiano de malhas, com um padr?o de ? de five spot invertido, utilizando o programa STARS (Steam, Thermal, and Advanced Processes Reservoir Simulator), do grupo CMG (Computer Modelling Group Ltd.). Os par?metros de reservat?rios e operacionais analisados neste estudo foram a espessura da zona produtora de ?leo, a condutividade t?rmica da rocha e a capacidade calor?fica das forma??es adjacentes (topo e base), a vaz?o de inje??o de vapor, o t?tulo e a completa??o dos po?os injetores e produtores. J? as vari?veis avaliadas foram a efici?ncia t?rmica, o fator de recupera??o e o valor presente l?quido, durante o per?odo de 15 anos. A forma??o portadora de hidrocarbonetos possui caracter?sticas de rocha-reservat?rio similares ?s encontradas no Nordeste Brasileiro, mais especificamente da Bacia Potiguar, contendo ?leo de alta viscosidade. A partir dos resultados obtidos nas simula??es num?ricas, verificou-se que o comportamento da efici?ncia t?rmica foi fortemente dependente das espessuras da zona produtora, da condutividade t?rmica e capacidade calor?fica das forma??es adjacentes, das taxas de inje??o de vapor, do t?tulo e da completa??o dos po?os. Em rela??o ? espessura, maiores valores deste par?metro melhoraram a fra??o de calor remanescente do ?leo. Por outro lado, o incremento no t?tulo do vapor e na vaz?o de inje??o favoreceram o aumento da efici?ncia t?rmica apenas antes da ocorr?ncia da erup??o de calor no po?o produtor, mas passaram a reduzir a efici?ncia t?rmica ap?s o referido evento. Isto n?o havia sido predito nos modelos cl?ssicos encontrados na literatura.