In-situ combustion is an oil recovery technique in which air, or oxygen enriched air is injected into a reservoir in order to displace the oil. Under suitable conditions the oxygen will burn with part of the oil, raising the temperature of the reservoir and reducing the viscosity of the oil, hence allowing it to flow more easily. A serious problem with mathematical modelling of in-situ combustion is that of flame extinction due to grid block size effects. When modelling a field scale process using finite difference techniques the grid block size will be far larger than the flame length. Since parameters such as temperature and saturations are averaged over a grid block they will be misrepresented in the Arrhenius reaction rate equation, and the flame may die out. The approach taken to overcome the problem is to decouple the flame from a conventional finite difference simulator and solve separately for the reaction rate and flame velocity. This is achieved using a steady state analysis that applies a reduced set of the conservation equations in a moving frame over the flame region, and solves the resulting eigenvalue problem using a shooting method. The reaction rate and flame velocity determined by the steady state analysis are then used to apply the 'thin flame' technique to the conventional simulator. This treats the flame as a moving heat source and displacing pump, travelling through the domain with the velocity obtained by the steady state analysis. The steady - state analysis is compared with experimental results glvmg good agreement for the flame parameters. The thin flame method produces excellent agreement with the conventional simulator on laboratory scale simulations, and on field scale simulations it greatly reduces the problems associated with grid block size effects.

Thesis (Ph.D.)--University of Tulsa. / Bibliography: leaves 373-384.

No description available.

Thesis (Ph.D.)--University of Tulsa, 1987. / Bibliography: leaves 160-163.

Thesis (M. Sc.)--University of Alberta, 2010. / Title from pdf file main screen (viewed on Jan. 18, 2010). A thesis submitted to the Faculty of Graduate Studies and Research in partial fulfillment of the requirements for the degree of Master of Science in Chemical Engineering, Department of Chemical & Materials Engineering, University of Alberta. Includes bibliographical references.

CoordenaÃÃo de AperfeÃoamento de Pessoal de NÃvel Superior / A solar desalination system basically has two components: the heating unit (solar collectors) and the desalination unit (tower). Among its main advantages, this device does not need electrical power to operate, since it is driven by thermosiphon. In its operation, brackish water is heated and it evaporates. The evaporated vapor rises and hits the coller walls of the above tray, where it condensates and drains through a specially designed geometry, structure to be finally by in a set of gutter. The already demineralized water flows through a main channel where it is stored in a container, outside the desalination tower. The resulting water from this process is pure and free from contamination, either microorganisms or salt. This study analyzes the performance of a desalination system with a desalination tower and a set of three solar collectors. The heat transfer medium between the collector and the tower was thermal oil flow, Lubrax Utile OT-100. The experimental results demonstrate the operation of this type of desalinator, since ideal conditions for its correct functioning was only achieved after the installation of a positive displacement pump, which that promoted the oil circulation. Thermocouples installed in the stages of tower registered the temperature increase throughout the day. Peaks of 77 ÂC were measured in the storage tank of the tower. The mean values of production per day were 25 liters of desalinated water with an average conductivity always less than 10 μS / cm Â, representing a salt removal efficiency greater than 99%. In performance calculation, the best result was obtained when the pumping system was combined with the use of a solar reflector, achieving GOR value of 2.85. / Um dessalinizador solar possui basicamente duas unidades: a unidade de aquecimento (coletora) e a unidade de dessalinizaÃÃo (torre). Apresenta entre suas principais vantagens o fato de nÃo precisar de energia elÃtrica para seu funcionamento, pois à acionada por termossifÃo. A operaÃÃo se dà pelo aquecimento da Ãgua salobra atà que esta comece a evaporar. O vapor, ao subir e encontrar com uma superfÃcie com temperatura inferior, condensa e escorre atravÃs de estruturas em uma geometria especialmente projetada para este fim e sà entÃo à coletada por um sistema de calhas. A Ãgua jà desmineralizada segue por uma calha principal onde escorre e à armazenada em um recipiente, jà fora da torre de dessalinizaÃÃo. A Ãgua resultante desse processo à praticamente pura e isenta de contaminaÃÃo, tanto por microrganismos como por sais e outros contaminantes. O presente trabalho analisa o desempenho do dessalinizador composto por uma torre de dessalinizaÃÃo e um conjunto composto por trÃs coletores solares acionados por Ãleo tÃrmico Lubrax Utile OT-100. Os resultados experimentais comprovam o funcionamento desse tipo de dessalinizador, visto que condiÃÃes ideais para seu correto funcionamento sà foram atingidas graÃas à instalaÃÃo de uma bomba de deslocamento positivo que promoveu a circulaÃÃo do Ãleo. Termopares instalados nos estÃgios da torre registraram o aumento de temperatura ao longo do dia. Picos de 77ÂC foram medidos no tanque de armazenamento da torre. Valores mÃdios de produÃÃo por dia sÃo de 25 litros de Ãgua, com uma condutividade mÃdia sempre inferior a 10 μS/cmÂ, o que representa uma eficiÃncia na remoÃÃo de sais superior a 99%. No cÃlculo de desempenho, o melhor resultado foi obtido quando o sistema de bombeamento foi combinado com o uso de um refletor solar, obtendo o valor do GOR (RazÃo de ganho de saÃda) de 2,85.

Orientador: Osvair Vidal Trevisan / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica, Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-08-14T09:21:28Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Laboissiere_Philipe_M.pdf: 2164531 bytes, checksum: 22b3c21ed4e8fe61df63d3f1a38fb70b (MD5) Previous issue date: 2009 / Resumo: Métodos térmicos de recuperação, especialmente injeção de vapor, estão à frente da maioria dos projetos de recuperação de óleo pesado em terra. A injeção contínua e, mais recentemente, a injeção de vapor auxiliada por drenagem gravitacional permitem aumentar a recuperação. A razão do volume de vapor injetado por volume de óleo recuperado é um parâmetro decisivo na economicidade de projetos de inundação por vapor. No presente trabalho, um estudo experimental e um numérico na célula linear e um estudo numérico na célula SAGD foram desenvolvidos para entender melhor como a injeção de nitrogênio combinado com vapor contribui ao mecanismo de recuperação e para a possível redução em volume do vapor injetado. O estudo experimental foi conduzido num aparato de laboratório constituído de uma célula linear para a injeção contínua de vapor. Os estudos foram conduzidos em escala de laboratório com óleo pesado da bacia do Espírito Santo. As experiências na célula linear consistiram em injetar vapor ou vapor combinado com nitrogênio para recuperação de óleo. Nas experiências, vapor superaquecido a 170 ° C foi injetado a vazões entre 5 e 4,5 ml/min (equivalente em água fria) e nitrogênio injetado a vazões entre 50 e 180 ml/min. As principais conclusões da investigação (derivadas de cinco experimentos executados com consistentes condições operacionais) são: 1) a injeção de nitrogênio combinado com vapor acelera o início e o pico de produção de petróleo em comparação com a injeção de vapor puro; 2) a melhoria da razão vapor/óleo mostra o efeito benéfico da injeção de nitrogênio em substituição a uma fração substancial de vapor; 3) os volumes recuperados e as análises dos remanescentes apontam fatores de recuperação superiores a 45%. Pelos estudos numéricos, os resultados da modelagem da célula linear mostram frentes de vapor com comportamentos de acordo com os observados experimentalmente. No entanto, uma investigação mais aprofundada sobre o papel dos principais parâmetros utilizados para o ajuste de histórico é necessário. Os resultados simulados do SAGD - Wind Down mostram que 84% da produção do SAGD convencional podem ser recuperados com a metade de volume de vapor injetado, indicando uma redução da razão vapor/óleo de 42%. / Abstract: Thermal recovery methods, especially steam injection, are at the forefront of most onshore projects of heavy oil. The continuous injection and, recently, the steam assisted gravity drainage yield high recoveries. The ratio of the volume of steam injected per volume of produced oil is a decisive parameter in the success of steam flood projects. In the present work, an experimental and a numerical study were developed in the linear cell and a numerical study in the SAGD cell to better understand how the injection of nitrogen combined with steam contributes to the recovery mechanism, and to the possible reduction in volume of the injected steam. The experiment runs were conducted in a linear cell built for the continuous injection of steam. The studies were conducted at the lab scale using heavy oil originated from the Espírito Santo basin. The experiments in the linear cell consisted of continuously injecting steam or steam combined with nitrogen to recover oil. In the experiments, superheated steam at 170 ° C was injected at flow rates between 5 and 4,5 ml/min (cold-water equivalent) and nitrogen injected at rates between 50 and 180 ml/min. The main findings of the research (derived from five runs with consistent operating conditions) are as follows: 1) the injection of nitrogen combined with steam accelerates the start and peak of oil production compared to steam injection alone; 2) the improvement of steam oil ratio shows the beneficial effect of nitrogen injection in substitution to a substantial fraction of steam; 3) results indicates recovery factors exceeding 45%. On the numerical studies, the results from modelling of the linear cell show steam front behaviors in agreement to those observed experimentally. However, further investigation on the role of main parameters used for the history matching is necessary. The simulated results of SAGD - Wind Down shows that 84% of the production of conventional SAGD can be recovered with half of the volume of steam injected, indicating a reduction of steam oil ratio of 42%. / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Osvair Vidal Trevisan / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica, Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-08-15T22:11:51Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Silva_RuiRodrigoCabrale_M.pdf: 10020210 bytes, checksum: e28a74060290050705f7df76b3544caf (MD5) Previous issue date: 2010 / Resumo: Este trabalho apresenta uma metodologia de trabalho aplicável ao desenvolvimento de projetos de CIS utilizando dados de ensaios laboratoriais, simulação numérica e análise dimensional. A CIS envolve uma variedade de fenômenos que ocorrem simultaneamente, como a transferência de massa, calor, reações químicas entre outros. A utilização dos resultados obtidos em ensaios laboratoriais está muito sujeita à erros de escala e com a metodologia desenvolvida neste trabalho espera-se contornar este problema. Primeiramente é apresentado nosso modelo físico utilizado neste trabalho, que é o tubo de combustão desenvolvido na Unicamp. Através da análise dimensional, desenvolvem-se três modelos de simulação sobre nosso modelo físico em escalas diferente, sendo que o modelo menor possui as dimensões do tubo de combustão, o modelo maior possui as dimensões de um campo de petróleo e o modelo intermediário possui suas dimensões dez vezes maiores que o modelo menor e cinco vezes menores que o modelo de campo. Foram utilizados dados sintéticos da composição de óleo e propriedades permoporosas. Os resultados obtidos foram coerentes e mostram que existem correlações entre as variações geométricas dos modelos e os fenômenos de transferência de massa, transferência de energia e reações químicas. Sendo assim, com uma boa análise dimensional é possível criar um comportamento equivalente em todos os modelos dos fenômenos citados / Abstract: This paper presents a methodology of work applicable to the development of ISC projects using data from laboratory tests, numerical simulation and dimensional analysis. The ISC includes a variety of phenomena that occur simultaneously, such as mass transfer, heat transfer, chemical reactions among others. The use of data from laboratory tests is very subject to scale errors, which are minored with the methodology developed in the present work. First is presented our physical model used in this work, which is the combustion tube developed at Unicamp. By dimensional analysis, were developed three simulation models based on our physical model on different scales, the smaller model has the characteristics of the combustion tube, the bigger model has the dimensions of an oilfield, and the intermediate model has dimensions ten times greater than the combustion tube and five times smaller than the field model. We used synthetic data for oil composition, permeability and porosity. The results were consistent and show that there are correlations between the variations of geometric models and the phenomena of mass transfer, energy transfer and chemical reactions. Thus with a good dimensional analysis it's possible create an equivalent behavior of these effects in all models / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Osvair Vidal Trevisan / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-23T06:58:59Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Monte-Mor_LucasSoares_M.pdf: 24137724 bytes, checksum: e77cff06c62fba11b775f82eba0fb083 (MD5) Previous issue date: 2013 / Resumo: A injeção de vapor produzido na superfície é o método de recuperação avançada de petróleo mais utilizado para produção de óleo pesado no mundo. No entanto, há grandes limitações no uso no método devido a perdas de calor quando os reservatórios são profundos e no caso de campos offshore. Os geradores de fundo de poço ("Downhole steam generators, DHSG") são uma nova tecnologia que abre caminho para a recuperação de óleo pesado de reservatórios profundos, campos offshore e locais extremamente frios. Os DHSGs eliminam a necessidade dos sistemas de distribuição e geração de vapor na superfície como as linhas de escoamento de vapor. A saída de um DHSG entrega uma mistura de vapor e gases efluentes de combustão. No presente trabalho, um estudo experimental na célula linear de injeção foi desenvolvido para compreender melhor como a injeção combinada de vapor e gases efluentes de combustão contribui no processo de recuperação e para a possível redução na quantidade de vapor injetado. O estudo experimental foi realizado num aparato construído e desenvolvido na Unicamp para a injeção contínua de vapor puro ou vapor combinado com outro fluido. Todo o estudo foi realizado em escala de laboratório utilizando óleo proveniente da bacia Potiguar e do Espírito Santo. Nos experimentos, vapor foi injetado em vazões de 5 ml/min quando puro e de 4,5 ml/min quando em co-injeção com gases efluentes de combustão. As vazões de gás variaram entre 150 e 800 ml/min. Os resultados encontrados mostram que: 1) Há uma aceleração na produção de óleo quando na presença do gás co-injetado com vapor, se comparado com a injeção de vapor puro; 2) O gás ajuda a manter a pressão atrás da frente de vapor mais estável; 3) A melhoria da razão vapor/óleo mostra que a co-injeção do gás efluente de combustão é benéfica para substituir certa quantidade de vapor; 4) Os fatores de recuperação quando se utiliza o gás são maiores do que quando se utiliza apenas vapor puro, havendo uma tendência de aumento do fator de recuperação com o aumento do volume de gás injetado e 5) Ocorre uma variação na qualidade do óleo produzido ao longo do histórico de recuperação com a co-injeção / Abstract: The surface steam injection is the most common enhanced oil recovery (EOR) process used in heavy oil production. Nevertheless, there are limitations due to the heat loss for deep reservoirs and for offshore fields. Downhole steam generators (DHSG) are a new technology that opens new pathways for recovery of heavy oil from deep reservoirs, offshore fields and extreme cold regions. DHSGs eliminate the need for surface steam distribution systems, for flowlines and wellbore steam strings. The outflow of DHSG generators are a mixture of steam and flue gas. In the present work, an experimental study was developed in a linear steam injection cell to better understand how the injection of steam combined with flue gas contributes to the recovery process and to the possible reduction in the required amount of steam injected. The experimental apparatus used in this study was designed and built at Unicamp for flooding of steam or steam combined with other fluid. The entire study was conducted at the lab scale with a heavy oil originated from the Potiguar Basin and from the Espírito Santo Basin. In the experiments, steam was injected at flow rates of 5 ml / min when pure and 4.5 ml / min when co-injected with flue gas. The gas flowrate varied between 150 and 800 ml / min. The results show that: 1) the coinjection of steam with flue gas accelerates the start of oil production when compared with steam injection alone; 2) The gas helps to keep the pressure behind the front and make it more stable; 3) The improvement on the steam/oil ratio shows that co-injection of steam with flue gas is beneficial to replace a significant amount of steam; 4) Recovery factors when co-injecting gas is greater than when using pure steam, with an increasing trend for the recovery factor when the volume of gas injected increases and 5) a favorable variation occurs in the quality of the oil produced during the recovery history with co-injection / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

This master´s thesis is dealing with thermal-oil boiler fired with wood chips. In the first part is the conception of the boiler, created on the base of the search of thermal-oil boilers producers and defined fuel. In the next section is the heat-transfer, aerodynamic and hydraulic calculation. In the last part is the design of the boiler technologies. In the appendix is the projection drawing which includes all important information for the construction draft.