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Статті в журналах з теми "Escoamento bifásico de água e óleo"

Автор: Grafiati

Опубліковано: 4 червня 2021

Оновлено: 11 лютого 2022

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Hallack, Daniel Metanias Carvalho, José Sérgio de Araújo Cavalcante Filho, and Paulo Couto. "Implementação de Simulador Bifásico baseado na Equação de Brinkman para Reservatórios Carstificados." Latin American Journal of Energy Research 5, no. 1 (July 23, 2018): 1–24. http://dx.doi.org/10.21712/lajer.2018.v5.n1.p1-24.

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Анотація:

Apresenta-se, neste artigo, um estudo sobre a dinâmica do escoamento de fluidos em meios altamente porosos e com baixos números de Reynolds. A validade da equação de Darcy é questionável para estes meios, enquanto a equação de Brinkman, ainda pouco utilizada para escoamento de hidrocarbonetos, é proposta como uma alternativa.Neste trabalho se desenvolve um simulador de fluxo numérico capaz de representar o escoamento monofásico e bifásico (água - óleo) seguindo os dois equacionamentos distintamente. Para uma variedade de casos representativos os resultados destes equacionamentos são comparados. A aplicação deste estudo é para reservatórios de petróleo carstificados.Observa-se pequena ou nenhuma influência do termo viscoso de Brinkman em meios porosos convencionais, até que altíssimas permeabilidades sejam atribuídas ao meio de alta porosidade quando pode-se notar diferenças significativas nas velocidades do escoamento, no avanço da frente de água e nos fatores de recuperação.

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De Oliveira, Camylla Moreira, Daniel Cardoso Cordeiro, and Oldrich Joel Romero. "Análise paramétrica do deslocamento de óleo em um meio poroso governado pela teoria de Buckley-Leverett." Latin American Journal of Energy Research 1, no. 1 (June 26, 2014): 82–90. http://dx.doi.org/10.21712/lajer.2014.v1.n1.p82-90.

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Анотація:

Um dos problemas mais clássicos no escoamento de fluidos em meios porosos para a indústria do petróleo é o modelo de Buckley-Leverett, que consiste num fluxo unidimensional e bifásico em que ocorre a injeção de um determinado fluido - comumente a água - e a produção de óleo. Tal modelo físico-matemático é não-linear e sua solução analítica depende de simplificações que geram aproximações do resultado real com grande percentual de erro associado. Para contornar tal situação, utiliza-se de métodos numéricos para obter soluções mais próximas à realidade. O presente trabalho visa simular tal problema de fluxo bifásico e analisar as alterações ocorridas na recuperação de óleo provocadas pelas mudanças das diversas variáveis de entrada, como por exemplo a porosidade, o número de blocos da malha, a viscosidade do óleo, entre outros. Para realizar tal modelagem, utilizou-se o software UTCHEM, capaz de simular o fluxo com comportamento de múltiplas fases (água, óleo, gás e microemulsão), transformações físicas e químicas, e propriedades de meios porosos. Em geral, os resultados mostraram alterações na produção acumulada de óleo mediante às mudanças das propriedades dos fluidos e da formação modelada que foram compatíveis com os modelos analíticos e numéricos propostos.

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Pereira, Isabela Braga, Hugo Candia Saad, and Oldrich Joel Romero. "Estudo da troca de calor em oleodutos terrestres." Latin American Journal of Energy Research 1, no. 1 (June 26, 2014): 70–81. http://dx.doi.org/10.21712/lajer.2014.v1.n1.p70-81.

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Анотація:

Ferramentas computacionais de simulação de escoamento multifásico em dutos de transporte de petróleo são de grande importância para determinação da viabilidade econômica da produção em campos petrolíferos. O presente artigo apresenta a modelagem matemática e numérica do escoamento bifásico de petróleo em um duto onshore parcialmente submerso. O comportamento bifásico do óleo pesado de 13,2 ºAPI é traduzido pela correlação de Dukler. A viscosidade do óleo é considerada dependente da temperatura e da densidade API do óleo mediante a correlação de Hossain. O duto transporta o petróleo desde uma estação coletora até um centro de armazenamento e é formada por três trechos. O primeiro e terceiro trechos são não aterrados e estão em contato com o meio ambiente externo. O trecho intermediário é assentado no leito de um rio e é a parte crítica do oleoduto, pois, elevadas perdas de calor são observadas. A influência de diferentes diâmetros do duto nos gradientes de pressão e de temperatura foi analisada com o auxílio do software Pipesim®.

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Kimura, Artur, Carolina Valente de Oliveira, and Elcio Nogueira. "Hidrodinâmica de Líquidos Imiscíveis (Água-Óleo) em escoamentos internos: Seção Reta Circular e Placas Planas Paralelas." Cadernos UniFOA 6, no. 17 (March 27, 2017): 17. http://dx.doi.org/10.47385/cadunifoa.v6i17.1077.

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Анотація:

Em muitas operações industriais encontram-se situações em que dois líquidos devem escoar simultaneamente por um mesmo duto. Neste trabalho, apresenta-se um estudo analítico do comportamento do escoamento laminar completamente desenvolvido de fluidos imiscíveis (água-óleo) em placas planas e dutos circulares. O sistema empregado é o “Core Flow Lift”, que consiste em adicionar ao fluxo de óleo na tubulação um fluido de menor viscosidade, na forma de uma capa anular externa (água), o que reduz consideravelmente a resistência do óleo ao escoamento, conseguindo um ganho na relação de potência de bombeamento. Esse processo é de fácil aplicação, baixo custo e alto rendimento, possibilitando altas vazões, e já vem sendo utilizado no transporte à longa distância em algumas plantas no exterior, com sucesso. As situações físicas de escoamento entre placas planas paralelas e dutos circulares de seção circular, além de serem muito aplicadas na indústria, são as duas geometrias mais estudadas na literatura utilizada nos Cursos de Graduação em Engenharia Mecânica. Foram desenvolvidos os perfis de velocidades de cada fluido para diferentes campos de temperatura de mistura, partindo-se dos perfis de velocidades e das tensões viscosas na interface dos fluidos, considerando contato perfeito entre ambos os meios. Demonstra-se que existe uma temperatura ideal para redução na potência de bombeamento para duto de seção reta circular e uma temperatura limitante para sistema água-óleo em placas planas paralelas.

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Nogueira, Élcio, and Artur Kimura. "Isolamento térmico de duto circular em escoamento laminar completamente desenvolvido de fluidos imiscíveis (Água-Óleo)." Cadernos UniFOA 7, no. 20 (December 10, 2012): 33. http://dx.doi.org/10.47385/cadunifoa.v7i20.64.

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Анотація:

O objetivo principal deste trabalho foi o de efetuar uma análise relacionada com a espessura de isolamento térmico em regime laminar de fluidos imiscíveis (água-óleo) em dutos circulares. O sistema água-óleo é utilizado, na prática, para diminuição da potência de bombeamento (perda de carga), através da introdução de um filme de água entre o óleo e a parede do duto. Demonstrou-se que existe, claramente, uma relação de compromisso entre o problema de redução da potência de bombeamento e o problema de máxima troca de energia na forma de calor. Neste sentido, efetuou-se uma análise da espessura do isolante térmico necessário para manutenção da temperatura ótima de potência de bombeamento, em relação à variação da temperatura externa.

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Nunes, Flávio César Brito, Maria Gorethe Sousa Lima Brito, Severino Rodrigues de Farias Neto, Elisiane Santana de Lima, Wanderson Magno Paiva Barbosa de Lima, Ricardo Soares Gomez, Hortência Luma Fernandes Magalhães, and Antonio Gilson Barbosa de Lima. "Modelagem e simulação de escoamento anular de água, óleo pesado e ar em dutos horizontais." Research, Society and Development 9, no. 12 (December 20, 2020): e23091211150. http://dx.doi.org/10.33448/rsd-v9i12.11150.

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Анотація:

Este artigo tem como objetivo estudar o escoamento trifásico água – óleo pesado – ar em dutos horizontais, utilizando a técnica “core annular flow”. O modelo matemático utilizado foi o não-homogêneo, numa abordagem Euleriana – Euleriana. Considerou-se o modelo de mistura para tratar os termos de transferência de momento interfacial entre as fases contínuas (água e óleo pesado) e o modelo de partícula para tratar os termos de transferência de momento interfacial entre as fases dispersa e contínua (ar e óleo pesado). Todas as simulações foram realizadas utilizando o Software CFX versão 11. Resultados dos campos de pressão e fração volumétrica das fases e queda de pressão no duto são apresentados e comparados com dados experimentais. Verificou-se que a modelagem matemática utilizada foi adequada, apresentado erro máximo com relação aos dados experimentais de queda de pressão de 7,3%, demonstrando a eficiência da técnica core-flow para o transporte trifásico de água - óleo pesado – ar.

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Rigatto, Suellen Freire, and Oldrich Joel Romero. "Deslocamento de óleo por água em um microcanal com cavidade de quinas arredondadas." HOLOS 8 (December 31, 2018): 19–34. http://dx.doi.org/10.15628/holos.2018.5234.

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Анотація:

No presente estudo é analisado numericamente, com auxílio do software Ansys Fluent, a mobilização de óleo mediante injeção de água em uma geometria bidimensional formado por placas paralelas com uma microcavidade quadrada que, de forma simplificada, representa as gargantas e poros da rocha-reservatório portadora de óleo. O objetivo fundamental é avaliar a influência da curvatura da quina no processo de mobilização do óleo. Para isso, o efeito de três raios de curvatura são comparados com a quina formada por um ponto. O problema é transiente, bifásico, com forças capilares dominantes sobre as viscosas e as de inercia. Os resultados obtidos, para o caso com quina aguda, é coincidente com o trabalho de Coelho, Pena e Romero (2016). A análise dos casos considerados permitem destacar que ao final do processo de deslocamento uma fração de óleo continuará trapeado na microcavidade. Também, para a geometria considerada e independente do raio de curvatura da quina, existem três regiões distintas ao se avaliar a fração volumétrica média de óleo. A primeira região em que a redução de óleo é acentuada. Uma segunda região onde a retirada de óleo torna-se cada vez mais lenta. E uma terceira que identifica a saturação de óleo residual. Finalmente, o processo se torna mais eficiente quanto maior for o raio de curvatura da quina do microporo. Esta relação, pelo menos para os casos analisados, é linear.

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Grahl Figueredo1, Melissa, and Jacqueline Biancon Copetti. "Análise comparativa de dois sensores ópticos para a caracterização experimental do escoamento bifásico ar-água." Revista Liberato 19, no. 31 (June 30, 2018): 67–83. http://dx.doi.org/10.31514/rliberato.2018v19n31.p67.

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De Castro Santana, Rejane, Carolina Castro Freitas Prado, and Ricardo Ayupe de Souza Mendonça. "Emulsões de petróleo bruto: efeito do conteúdo aquoso e da adição de sistemas auto-organizáveis com surfactante." Latin American Journal of Energy Research 8, no. 1 (July 11, 2021): 86–95. http://dx.doi.org/10.21712/lajer.2021.v8.n1.p86-95.

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Анотація:

Emulsões de petróleo do tipo água-em-óleo (A/O) podem apresentar viscosidade elevada, sendo necessário técnicas que viabilizem sua exploração e escoamento. Como alternativa, propõe-se a adição de microemulsões óleo-em-água (O/A) em emulsões de petróleo A/O. Microemulsões são sistemas termodinamicamente estáveis capazes de alterar a curvatura do filme interfacial da região água/óleo, modificando a estabilidade e viscosidade do sistema. Assim, os objetivos deste trabalho foram a avaliar o efeito do conteúdo aquoso e da incorporação de sistemas auto-organizáveis nas propriedades das emulsões de petróleo bruto. Inicialmente o petróleo foi caracterizado quanto à densidade em diferentes temperaturas. Emulsões de petróleo, com diferentes concentrações (10-50% m/m) de salmoura (27.870 ppm NaCl) foram produzidas e caracterizadas. De acordo com os resultados de tamanho de gotas e de estabilidade cinética, a inversão de fases de emulsão A/O para O/A ocorreu na concentração de 30% (v/v) de salmoura. Todas as emulsões de petróleo apresentaram distribuição do tamanho de gotas do tipo lognormal e comportamento Newtoniano, com viscosidade variando de 25,6 a 46,0 mPa.s. Posteriormente foi avaliada a formação de microemulsão em 42% do diagrama pseudo-ternário composto por água, xileno e surfactante/co-surfactante (Triton/butanol). Microemulsão formada por 10% (m/m) água, 81% (m/m) Triton/butanol e 9% (m/m) xileno e solução de surfactante formada por 10% (m/m) água e 90% (m/m) Triton/butanol foram adicionadas à emulsão A/O de petróleo com 20% (v/v) de salmoura. Observou-se que não houve redução significativa na viscosidade, porém houve redução do tamanho das gotas das emulsões do óleo mostrando o efeito da adição de sistemas auto-organizáveis na microestrutura de emulsões de petróleo.

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Sousa, Roxana Pereira Fernandes de, Fabíola Dias da Silva Curbelo, Alfredo Ismael Curbelo Garnica, Elayne Andrade Araújo, Júlio Cézar De Oliveira Freitas, and Glauco Soares Braga. "Efeito da goma xantana e da bentonita no desempenho de um fluido de perfuração base microemulsão." HOLOS 2 (April 1, 2020): 1–12. http://dx.doi.org/10.15628/holos.2020.7358.

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Os fluidos de perfuração microemulsionados são uma nova tecnologia que objetiva substituir os fluidos base óleo e base água, por possuir alta lubricidade, estabilidade, baixa toxicidade, baixo custo e menor perda de fluido. Assim, este trabalho teve como objetivo o estudo da ação viscosificante da goma xantana e da bentonita em um fluido de perfuração microemulsionado, composto por uma solução aquosa de glicerina, um óleo vegetal e um tensoativo não iônico, através de testes reológicos. A partir dos resultados, concluiu-se que a goma xantana apresenta maior ação viscosificante, uma vez que o fluido aditivado com uma menor quantidade deste biopolímero apresentou maior viscosidade aparente e plástica, força gel e limite de escoamento. Os dois viscosificantes atribuíram pseudoplasticidade aos fluidos e o modelo reológico que melhor se ajustou aos comportamentos apresentados foi o modelo de Herschel-Bulkley.

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Carvalho, Roberto Gonçalves de, Nadiane Smaha Kruk, Elizabete Yoshie Kawachi, and Paulo Ivo Braga de Queiroz. "Um método de ensaio para determinação da concentração de óleo em amostras de águas contaminadas com óleos e graxas." Engenharia Sanitaria e Ambiental 24, no. 3 (May 2019): 515–23. http://dx.doi.org/10.1590/s1413-41522019127950.

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RESUMO A concentração de óleos e graxas em amostras de águas contaminadas com resíduos oleosos pode ser determinada pelos procedimentos estabelecidos no Standard Methods for the Examination of Water and Wastewater. No entanto, sua aplicação nem sempre resulta em valores adequados ou níveis de precisão satisfatórios para atendimento de padrões normativos. Nesse sentido, este artigo apresenta uma proposta de ensaio para determinação da concentração de óleos minerais em águas provenientes de áreas pavimentadas, sujeitas ao derramamento de óleos e graxas. Tal método tem por base o método de partição gravimétrica (5520 B), estabelecido pelo Standard Methods. No novo procedimento, a etapa de separação entre o solvente de extração contendo os resíduos e o restante da fase aquosa foi substituída pela evaporação de toda a água da amostra, em estufa a 85ºC. Para avaliar a eficiência do método, foram preparadas amostras com concentrações conhecidas de óleo de 200, 100, 50, 25 e 15 mg.L-1 em água destilada e realizados ensaios de laboratório para determinação do teor de óleo, conforme tal procedimento. Os valores obtidos para as concentrações de óleo são bastante satisfatórios, apresentando comportamento linear em relação às concentrações de referência. Esse fato evidencia a confiabilidade do método proposto e sua aplicabilidade na determinação da concentração de óleos em amostras de águas contaminadas provenientes do escoamento superficial em pavimentos.

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Santos, Maria Fernanda Oliveira, Victória Santana Alles de Jesus, Gabriel Francisco da Silva, Maria Suzana Silva, and João Paulo Lobo dos Santos. "DESENVOLVIMENTO DE UM TENSOATIVO A BASE DE ÓLEO DE BABAÇU PARA FORMULAÇÃO DE SISTEMAS MICROEMULSIONADOS USADO PARA QUEBRA DE EMULSÕES DO TIPO ÁGUA EM ÓLEO." Journal of Engineering and Exact Sciences 5, no. 2 (April 26, 2019): 0179–83. http://dx.doi.org/10.18540/jcecvl5iss2pp0179-0183.

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Durante o processo de produção de petróleo, a formação de emulsões desencadeia um conjunto de problemas que prejudica da produção até o refino. Os problemas básicos devido a existência de água estão associados aos processos de corrosão, aumento dos custos de bombeamento e escoamento, incrustação inorgânica nos equipamentos, entre outros. Para tentar solucionar este problema, a indústria tem despertado interesse na aplicação do sistema microemulssionados. As microemulsões são misturas com tensão interfacial baixa, alta estabilidade e com capacidade de solubilização tanto de substâncias aquosas quanto de oleosas sendo exequível na quebra de emulsões. Neste trabalho, foi desenvolvido um tensoativo a base de óleo de babaçu saponificado (OBS) utilizado para construção dos diagramas de fases pseudoternários para determinação da região de Winsor IV de dois sistemas microemulssionados: C/T = 10 (n-butanol/ OBS) e óleo de babaçu na fase oleosa (sistema 1); C/T = 10 (isoamílico/OBS) e tolueno na fase oleosa (sistema 2). Além disso foi selecionado o desemulsificante L19 para uma análise comparativa da eficiência na quebra da emulsão em relação aos demais sistemas. Os pontos foram aplicados a um petróleo caracterizado por BSW de 24%, °API, de 23,57 e massa específica de 0,912 g/ml e observou-se leitura do volume de água separada pelo teste de quebra. Como resultado do experimento, obteve-se que o sistema 2 apresentou uma maior região de Winsor IV, entretanto o ponto do sistema 1 desencadeou uma maior eficiência na quebra de emulsão de 21,68% comparado os outros.

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Fortunato, Társis Baia, Julio Cesar Sampaio Dutra, and Wellington Betencurte Da Silva. "COMBINAÇÃO DAS TÉCNICAS NUMÉRICAS TPFA E IMPES PARA SIMULAÇÃO DO ESCOAMENTO ÓLEO-ÁGUA EM RESERVATÓRIO DE PETRÓLEO." Engevista 19, no. 3 (July 27, 2017): 748. http://dx.doi.org/10.22409/engevista.v19i3.902.

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A simulação de reservatório de petróleo é uma forma de diagnóstico do escoamento de fluido neste meio poroso. Porém, obter uma simulação coerente requer romper desafios de ordem numérica para a solução de modelos complexos. O modelo utilizado neste trabalho para a simulação é uma formulação conhecida como segregada, pois, a partir de uma manipulação algébrica, obtém-se uma Equação da Pressão e uma Equação da Saturação, que podem ser resolvidas de forma segregada. Estas duas equações são acopladas por um termo de velocidade. Este modelo é discretizado com o método dos Volumes Finitos, utilizando a técnica TFPA (Two Point Flux Approximation), e levando em consideração o esquema de solução IMPES (Implicit Pressure Explicit Saturation). Desta forma, esta metodologia é aplicada a um estudo de caso de domínio espacial heterogêneo, o que possibilita o teste de robustez do algoritmo, discretização e simulação numérica, bem como a viabilidade computacional. Os resultados para os campos de pressão e saturação se mostraram consistentes com a literatura.

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Siqueira, Fabiana Fassina de, Ana Paula Meneguelo, and Jesuina Cássia Santiago de Araújo. "Agentes emulsificantes aplicados à estabilização de emulsões o/a com intuito de melhorar o transporte de óleos pesados através das tubulações: Um estudo bibliométrico." Research, Society and Development 10, no. 7 (June 26, 2021): e39310716785. http://dx.doi.org/10.33448/rsd-v10i7.16786.

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A crescente demanda de energia associada ao declínio progressivo das reservas de óleos convencionais (óleo extraleves, leves e médios) têm estimulado a exploração de campos de óleos pesados e extra-pesados. Porém, por conta de diversas características intrínsecas destes óleos, explorá-los, transportá-los e refiná-los ainda são desafios a serem vencidos. Dessa forma, o presente trabalho teve como objetivo apresentar uma revisão bibliométrica sobre os principais agentes emulsificantes que vêm sendo empregados na estabilização de emulsões de óleo pesado em água (O/A), com fins de melhorar o escoamento desses óleos nas condições de superfície (fluxo em tubulações). A busca foi realizada utilizando as plataformas Science Direct, One Petro e Web of Science, inserindo as seguintes palavras-chaves: Heavy crude oil; Oil-in-water emulsion; Stability; Pipeline transportation. A abrangência temporal foi limitada em 10 anos (2011-2020) e, na sequência, os critérios de inclusão/exclusão foram aplicados, de modo a refinar a busca. Como resultado foi obtido um total de 18 artigos científicos. Dentre os países que apresentaram maior interesse no tema, podemos destacar a Índia, a Noruega, o México, a China, os Estados Unidos e o Irã. Em relação aos emulsificantes mais empregados na estabilização de emulsões O/A os surfactantes e as partículas sólidas foram os mais citados. Embora os surfactantes não iônicos tenham sido apontados como os mais eficientes, ainda são necessários estudos mais detalhados para entender o mecanismo de atuação destes agentes, bem como avaliar a capacidade destes compostos de estabilizar emulsões O/A em condições de escoamento em superfície.

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Cruz, Gabriel Passos da, Walisson dos Anjos Andrade, Larissa Alves da Silva, Acto de Lima Cunha, Gabriel Francisco da Silva, and Joao Paulo Lobo dos Santos. "Avaliação da utilização de microemulsões a base de óleo de Moringa Oleífera Lam saponificado como fase contínua de fluidos de perfuração: Análise das propriedades reológicas." Research, Society and Development 10, no. 4 (April 12, 2021): e30910414188. http://dx.doi.org/10.33448/rsd-v10i4.14188.

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Na exploração petrolífera, uma das principais atividades é a perfuração de poços, na qual faz-se necessário o uso dos chamados fluidos de perfuração. Devido a sua grande importância, tem-se buscado desenvolver fluidos de perfuração com propriedades melhoradas e, nesse intuito, estudos mostram que sistemas microemulsionados podem ser viáveis para esta aplicação, visto que os mesmos são mais estáveis que os sistemas emulsionados, o que os tornam mais eficientes. O objetivo deste trabalho foi desenvolver um fluido de perfuração utilizando como sua fase continua sistemas microemulsionados à base de óleo de Moringa Oleífera Lam saponificado. No desenvolvimento do sistema microemulsionado foi utilizado água destilada (fase aquosa), óleo de moringa (fase oleosa), óleo de moringa saponificado (tensoativo) e n-butanol (cotensoativo) e uma razão Cotensoativo/Tensoativo igual a 1. Após o preparo do sistema microemulsionado foram adicionados os aditivos: Goma Xantana (viscosificante) e Baritina (adensante). Para a caracterização do fluido foram realizados estudos reológicos para determinar parâmetros como o limite de escoamento, o índice de consistência, o índice de comportamento e o grau de tixotropia, através da variação da concentração do viscosificante em 4%, 6% e 8%. Os resultados obtidos mostraram que os fluidos apresentaram comportamento pseudoplástico, seguindo o modelo de Herschell-Bulkley e de acordo com outros estudos envolvendo fluidos microemulsionados. Além disso, com o aumento do percentual de viscosificante, foram observadas melhorias nas propriedades do fluido, como limite de fluxo e grau tixotrópico.

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Andrião Zandonade, Tatiani, and Bernabé Alfredo Sanjombi. "Gerenciamento de injeção de água: análise qualitativa a partir dos resultados da salinidade da água produzida e testes com traçadores." Latin American Journal of Energy Research 2, no. 1 (May 24, 2015): 1–7. http://dx.doi.org/10.21712/lajer.2015.v2.n1.p1-7.

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Apesar de todos os avanços na indústria do petróleo, a eficiência da recuperação secundária nos reservatórios tem seu valor mais frequente entre 30 a 50% quando utilizados os métodos convencionais. O fato de saber que a acumulação existe e não é totalmente aproveitada chama atenção, e as pesquisas voltadas a tais métodos mostram sua importância no mercado. A injeção de água é o método mais utilizado no mundo e é o foco deste trabalho. Um grande volume de água é constantemente produzido, já que este líquido está diretamente associado à produção de óleo e gás. Em campos offshore, geralmente a água produzida apresenta salinidade alta – acima de 30.000 mg/L – e pode ser reinjetada para manutenção de pressão do reservatório. Inicialmente, a injeção é realizada utilizando a água do mar. Devido a este fator, com o passar do tempo a água produzida começa a apresentar características tanto da água de formação quanto da água do mar. O comportamento do fluido injetado é algo difícil de se prever devido à grande anisotropia dos reservatórios, heterogeneidade e estruturas de camadas (layers). O método em estudo tem como objetivo auxiliar no estudo do comportamento dessa água de injeção pelo caminho percorrido, sabendo que o avanço da água do mar no reservatório pode ser acompanhado indiretamente pela determinação da salinidade (cloreto) da água produzida nos poços, desde que se conheçam as composições das águas da formação e da água do mar injetada, dessulfatada ou não. O princípio básico deste método é a geração de um histórico com os dados coletados de salinidade da água produzida de poços reais, G e M, do campo Taz a fim de realizar o acompanhamento e análise de suas variações ao longo do tempo. Esse histórico, de forma isolada, chama atenção para um indício de produção da água injetada, mas em conjunto com os resultados dos testes com traçadores tornou-se possível comprovar a chegada dessa água em superfície, além de permitir uma análise qualitativa e revelar que a água produzida é proveniente do poço real injetor U. Tal método revelou-se como uma poderosa ferramenta para descrever o reservatório, investigar inesperadas anomalias no escoamento, verificar suspeitas de barreiras geológicas e canais de fluxo. Palavras chave: Injeção de Água. Reinjeção. Água Produzida. Água do Mar. Salinidade. Testes de Traçadores.

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Silva, Thiago Aurélio Arruda, Niedja Marizze Cezar Alves, Nahyara Caires Batista Galle, and Maria Isabel Postil Silva. "Study of the storage of wholemeal and partially defatted baru flour in bioriented polypropylene packing." Agrarian 12, no. 46 (December 8, 2019): 487–94. http://dx.doi.org/10.30612/agrarian.v12i46.9637.

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O trigo é um cereal cuja farinha é um importante ingrediente em diversos alimentos. Contudo, limitações como o déficit na balança comercial brasileira deste grão e a doença celíaca fazem com que cresça a utilização de produtos nacionais que substituam o trigo. O baru, surge como uma solução a esses fatores limitantes. Assim, objetivou-se avaliar as farinhas de baru integral (FI) e parcialmente desengordurada (FPD), bem como determinar suas características físicoquímicas durante o armazenamento, a temperatura ambiente, em embalagens de Polipropileno Biorentado (BOPP), ao longo de 90 dias. As farinhas foram produzidas através da trituração em liquidificador doméstico. A FPD foi obtida pela extração parcial do óleo em Sohxlet. O armazenamento foi conduzido em DIC, sob fatorial 3x2 (0, 45 e 90 dias; FI e FPD). Para verificação da influência dos tratamentos procedeu-se as análises de teor de cinzas, taxa de molhabilidade, pH, tempo de escoamento, ângulo de repouso, umidade e atividade microbiológica, à 5% de significância. Os resultados, demonstram que a embalagem proporcionou alterações em todas as propriedades avaliadas no período estudado, em ambas farinhas, apesar de manter o teor de água e atividade microbiológica dentro dos limites legais.

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Bandeira, Marina Ribeiro, Fernando Cunha Peixoto, and Victor Rolando Ruiz Ahón. "CÁLCULO DO PONTO DE OPERAÇÃO DE POÇOS DE PETRÓLEO – MODELO COMPOSICIONAL." Revista Mundi Engenharia, Tecnologia e Gestão (ISSN: 2525-4782) 3, no. 2 (May 23, 2018). http://dx.doi.org/10.21575/25254782rmetg2018vol3n2486.

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O presente trabalho apresenta o desenvolvimento de um programa computacional capaz de determinar o ponto de operação de um poço de petróleo, através das curvas que representam o desempenho do reservatório (IPR) e da coluna de produção de um poço (TPR). O simulador é composicional e está baseado no uso da equação de estado cúbica de Peng-Robinson para descrever o equilíbrio de fases e no método de Beggs e Brill que permite simular o escoamento bifásico dentro da coluna de produção. O simulador foi desenvolvido no Visual Basic for Applications (VBA) em aplicativo Excel, por ser amplamente utilizado na maioria das universidades brasileiras. Ele permitiu definir a pressão e a vazão de produção de óleo para o caso estudado.

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Soares, Anne Karine de Souza Nascimento, and Roberto Rodrigues Souza. "Utilização de biossurfactante no escoamento de petróleo em campo maduro." Scientia Plena 12, no. 5 (May 12, 2016). http://dx.doi.org/10.14808/sci.plena.2016.054218.

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Os biossurfactantes são compostos orgânicos que podem ser utilizados como redutores das altas tensões interfaciais entre o óleo e a água contidos em rochas reservatório, e com isso aumentar os índices de recuperação de óleo. Com objetivo de avaliar a mobilidade do petróleo em meio poroso, foram analisadas as características do meio e dos fluidos, simulando as condições reais de pressão e temperatura na produção de óleo em um poço, seguindo a metodologia apresentada por Silva (2011) para produção de biossurfactante e Curbelo (2006) para análise da recuperação do óleo. Como resultado das análises propostas para o biossurfactante em estudo, foi determinada a concentração micelar crítica (CMC), com valor de 50mg/L, apresentando estabilidade frente a elevadas temperaturas e altas concentrações salinas. O meio poroso estudado apresentou uma porosidade em torno de 39,78% e uma permeabilidade de 124,37 mD. Na análise de recuperação de petróleo os resultados foram satisfatórios, apresentando um fator de recuperação parcial de 30,66% e o fator de recuperação total de 50,47% com a injeção de biossurfactante. Conclui-se, portanto, que o Bacillus subtilis possui um grande potencial para utilização em processo MEOR.

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Lopes, Relber Bernardo. "Simulação Numérica de Escoamento não Isotérmico em Reservatório de Óleo com Poços Aquecedores." CALIBRE - Revista Brasiliense de Engenharia e Física Aplicada 3, no. 2 (October 21, 2018). http://dx.doi.org/10.17648/calibre.v3i2.418.

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A recuperação aprimorada de reservatórios de óleo pesado só ocorre mediante um método de suplementação de energia, tal como a injeção de água ou a aplicação de um procedimento térmico. Para procedimento térmicos, tradicionalmente há injeção de vapor, injeção de água quente e combustão {\it in-situ}. No entanto, os procedimento térmicos denominados não convencionais, como o aquecimento eletromagnético, formam um novo grupo de técnicas de recuperação de óleo. Neste trabalho, utilizamos simulação numérica de reservatórios para estudar um procedimento térmico não convencional usando os chamados aquecedores de poços. Consideramos um fluxo monofásico não-isotérmico bidimensional de óleo ligeiramente compressível. Para determinar a pressão e a temperatura do reservatório, empregamos o método das diferenças finitas, além de um esquema numérico totalmente implícito e um fracionamento de etapas. Os resultados mostram que a técnica de aquecimento considerada pode ser usada para melhorar a recuperação de petróleo pesado, mantendo a pressão do reservatório alta por um longo período em comparação com as outras estratégias.Palavras-chave: Método das diferenças finitas, fluxo não-isotérmico, fracionamento de etapas, simulação de reservatório, aquecedores de poços.===========================================================================Enhanced recovery for heavy oil reservoirs only occurs using a method of energy supplementation, like water injection or a thermal method. For thermal methods, traditionally there are steam injection, hot water injection and the {\it in-situ} combustion. However, thermal methods named non-conventional, such as electromagnetic heating, form a new group of oil recovery methods. In this work, we use numerical reservoir simulation in order to study a non-conventional thermal method using the so-called well heaters. We consider a two-dimensional non-isothermal single-phase flow of slightly compressible oil. In order to determine the pressure and temperature of the reservoir, we employ the finite differences method, a totally implicit numerical scheme, and an operator splitting. The results show that the heating technique considered can be used to enhance heavy oil recovery by maintaining the reservoir pressure high for a long period when compared to the other strategies.Key words: Finite differences method, non-isothermal flow, operator splitting, reservoir simulation, well heaters.

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