Navegando por Autor "Medeiros, Elthon John Rodrigues de"
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Tese Algoritmo ultra rápido para calcular propriedades críticas no problema de percolação em redes bidimensionais(2016-07-29) Ecco, Daniel; Silva, Luciano Rodrigues da; ; ; Medeiros, Elthon John Rodrigues de; ; Freitas, Joaquim Elias de; ; Henriques, Marcos Vinicius Cândido; ; Jácome, Samyr Silva Bezerra;Através de estudos sobre percolação, pode-se determinar se uma rede bidimensional percola, percorrendo apenas parte das fronteiras dos aglomerados, verificando se existem dois sítios da fronteira conectados em lados opostos da rede, isto é, sem a necessidade de preencher todos os sítios que formam os aglomerados. O objeto desta tese é um algoritmo para tal fim. Diante da velocidade que este algoritmo terá, percorrendo apenas parte das fronteiras dos aglomerados, vimos que seria possível estudar redes de tamanhos jamais alcançados (superiores a um trilhão de sítios), com complexidade menor que 1 e um baixo custo computacional em relação aos algoritmos já desenvolvidos sobre o tema percolação. Passamos, com isso, a querer estudar o comportamento do limiar de percolação e da dimensão fractal da fronteira em redes dos mais diversos tamanhos e com uma grande quantidade de simulações, as quais os resultados permitiram fazer comparações e confirmar as previsões feitas através de leis de escalas já conhecidas na literatura.Dissertação Análise comparativa de diferentes configurações de poços no processo de combustão in-situ(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2016-02-22) Rocha, Mirella Lopes da; Barillas, Jennys Lourdes Meneses; ; http://lattes.cnpq.br/4637897380055777; ; http://lattes.cnpq.br/5320043938221082; Medeiros, Elthon John Rodrigues de; ; http://lattes.cnpq.br/6677251131593932; Dutra Júnior, Tarcilio Viana; ; http://lattes.cnpq.br/8753782475740001Com um número crescente de campos maduros, a recuperação de óleo pesado tem se apresentado um dos grandes desafios do setor petrolífero. O Nordeste Brasileiro, por exemplo, possui inúmeros reservatório de óleo pesado que possam vir a ser explorados com a utilização de métodos térmicos. Dentre os tipos de métodos utilizados para óleos pesados, destaca-se o método da combustão in-situ, uma técnica no qual o calor é produzido dentro do reservatório, diferente da injeção de fluido aquecido em que o calor é gerado na superfície e transportado para o reservatório. Neste tipo de processo, é comum utilizar poços verticais como injetores e produtores. Contudo, métodos que utilizam poços horizontais como produtores de óleo são cada vez mais estudados devido à maior área de contato entre a formação e a frente de combustão. Sendo assim, o objetivo principal do presente trabalho foi estudar as diferentes configurações de poços (CIS, THAITM e CAGD) no processo de combustão in-situ, na recuperação de óleo, utilizando um reservatório semissintético com características do Nordeste Brasileiro. O método “toe-to-heel air injection” (THAITM) é um processo de recuperação de petróleo avançado, que consiste na integração da combustão in-situ com os avanços tecnológicos na perfuração de poços horizontais. Este método utiliza poços horizontais como produtores de óleo, mantendo poços injetores verticais para a injeção de ar. O processo de drenagem de óleo por diferencial gravitacional assistida com combustão (CAGD) é um sistema integrado, nesta configuração o poço injetor horizontal é perfurado na parte superior de formação,com um poço horizontal produtor na seção inferior. As simulações foram realizadas em um programa comercial de processos térmicos, denominado “STARS” (Steam, Thermal, and Advanced Processes Reservoir Simulator), da empresa CMG (Computer Modelling Group). Foi realizada uma análise da vazão de injeção de ar e verificou-se que cada método possuía um limite máximo de injeção para o modelo base, mostrando que passando desse limite de injeção de ar, havia redução da produção acumulada de óleo. Foram realizadas análises dos parâmetros operacionais: vazões de injeção, configuração e completação dos poços. Na análise de sensibilidade foi encontrado que a vazão de injeção de ar apresentou maior influência no método THAI, já no método CIS a completação dos poços foi o parâmetro mais influente e no CAGD a configuração de poços foi o que apresentou maior influência na fração recuperada. Os resultados econômicos mostraram que o melhor caso obtido foi o método CAGD,pois, apesar de possuir maior custo inicial, foi o que apresentou melhor retorno financeiro quando comparado com os melhores casos do CIS e THAI.Tese Análise da produção de óleo e oxigênio na aplicação do processo de combustão in-situ(2015-12-16) Araújo, Edson de Andrade; Barillas, Jennys Lourdes Meneses; ; ; Medeiros, Elthon John Rodrigues de; ; Souza Júnior, José Cleodon de; ; Dutra Junior, Tarcilio Viana; ; Mata, Wilson da;No mundo, há inúmeros reservatórios de petróleo com um longo histórico de produção, mas sua produção foi interrompida porque atingiu o limite da sua viabilidade econômica, mesmo ainda tendo uma quantidade significativa de óleo. No Brasil destaca-se o Rio Grande do Norte, com uma longa produção de óleo pesado através de poços onshore. Ó óleo contido nesses reservatórios possuem alta viscosidade e uma baixa mobilidade, minimizando a eficiência de deslocamento no meio poroso, que pode ser mitigada pela aplicação de métodos térmicos para tornar possível melhorar a recuperação de óleo nesses locais. Entre os métodos térmicos, o processo de combustão in-situ com poços horizontais pode ser uma alternativa para a recuperação de óleo pesado. No Brasil, o processo de combustão in-situ com poços verticais foi testado em dois projetos pilotos, nos campos de Carmópolis e Buracica. Entretanto, esses projetos foram malsucedidos devido ao alto risco de explosão provenientes da presença de oxigênio no poço produtor. Por isso, a importância de se estudar a aplicabilidade do processo de combustão in-situ com os avanços tecnológicos na perfuração de poços horizontais, verificando sua viabilidade nos campos petrolíferos do estado do Rio Grande do Norte. Assim, esta pesquisa teve como objetivo a avaliação da produção de oxigênio e de petróleo no processo de combustão in-situ através de poços horizontais. Para isto, foi considerado um reservatório semissintético, com características semelhantes àquelas encontradas no Nordeste Brasileiro. Todos os resultados foram obtidos utilizando um software térmico comercial. A injeção de ar foi analisada de forma contínua e intermitente. A taxa de injeção de ar quando injetada de forma contínua apresentou influência sobre a produção acumulada de óleo, e foi identificada uma taxa máxima de injeção de ar, 35.000 m³STD/dia, como maior nível a possibilitar aumento na recuperação de óleo. Para essa taxa máxima de injeção foi observado um incremento na taxa de oxigênio no poço produtor, atingindo até 8,9% sobre o fluxo de gás ao término da produção. Para os casos com injeção intermitente de ar, foi observado, com ciclo de 1 e 2 anos, uma redução no percentual de oxigênio produzido, mostrando que sua aplicação pode vir a ser viável tecnicamente. Ao final, com a aplicação da injeção alternada ar e vapor não foi observado redução no percentual de oxigênio produzido, inviabilizando sua aplicação.Dissertação Análise paramétrica da injeção de vapor e solvente com poços horizontais em óleos de diferentes viscosidades(2019-02-05) Silva, Daniel Soares da; Barillas, Jennys Lourdes Meneses; ; ; Medeiros, Elthon John Rodrigues de; ; Dutra Júnior, Tarcilio Viana;A grande existência de reservatórios contendo óleo pesado é uma realidade no Brasil e no mundo. Os reservatórios de óleo pesado apresentam dificuldades de produção, que estão associadas principalmente a alta viscosidade do óleo presente, fazendo com que se tenha uma baixa produtividade através de métodos de recuperações convencionais. A aplicação de métodos térmicos isolados, bem como em conjunto com métodos miscíveis, como a injeção de solvente, podem contribuir na produção, já que o aumento da temperatura promove a redução da viscosidade e o solvente ajuda na miscibilidade, reduzindo a tensão interfacial entre óleo/solvente. O presente trabalho teve como objetivo aplicar o processo da injeção de vapor, inicialmente alternando-se com solvente, em um modelo de reservatório homogêneo com características principais dos reservatórios da região do Nordeste brasileiro, em três óleos com viscosidades diferentes. Foram analisados alguns parâmetros operacionais, como: vazão de injeção de vapor, vazão de injeção de solvente, distância vertical entre os poços horizontais e tempo de alternância entre o vapor e o solvente, após, foi analisado o mesmo caso fixando a maior vazão de vapor injetada e a maior de solvente de forma contínua, também foi analisada a possibilidade de se injetar solvente apenas no inicio da produção. As simulações numéricas foram realizadas através do simulador térmico STARS da CMG (Computer Modelling Group). Os resultados mostraram a importância da distância vertical entre os poços e da vazão de injeção de vapor, observou-se também que quanto maior a viscosidade do óleo, menor foi a influência da injeção alternada de solvente no tempo, mostrando que o solvente possui uma maior solubilidade com o óleo mais leve estudado.Tese Compressão de dados sísmicos 3D(2017-12-27) Santos, Daniel Teixeira dos; Silva, Luciano Rodrigues da; ; ; Ecco, Daniel; ; Medeiros, Elthon John Rodrigues de; ; Freitas, Joaquim Elias de; ; Henriques, Marcos Vinicius Cândido;Neste trabalho, apresenta-se a importância da compressão de dados sísmicos 3D para a indústria de petróleo, sabe-se que o processamento e armazenamento desses dados é sempre um desafio nas grandes empresas de petróleo, para otimizar o tempo de armazenamento e armazenar um número máximo de informações. É exposto algumas ferramentas para o processamento e armazenamento de dados no domínio wavelet. A proposta apresentada baseia-se na Função de Peano e na transformada wavelet 1D. O sistema de armazenamento tem como objetivo a otimização do espaço computacional, tanto para o armazenamento como para transmissão de dados. Sendo necessário para isso, a aplicação da Função de Peano para linearizar as informações com máxima concentração de pontos vizinhos e a transformada wavelet 1D para decompô-la. Essas aplicações permitem extrair informações relevantes para o armazenamento dos dados com um menor custo computacional e com uma margem de erro mínima quando se compara os dados, original e processado, ou seja, há pouca perda de qualidade ao se aplicar o sistema de processamento apresentado. Os resultados obtidos a partir das informações extraídas podem ser apresentados na tela em tempo real. Os programas de processamento de imagens via Função de Peano e a Transformada Wavelet 1D foram desenvolvidos em linguagem C++, possibilitando uma troca direta de informações entre eles e o usuário.Dissertação Do triângulo retângulo ao ciclo trigonométrico: conceitos e aplicações(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2024-08-30) Lira, Marco Antônio Campos de; Silva, Carlos Alexandre Gomes da; http://lattes.cnpq.br/4707327291478702; http://lattes.cnpq.br/6749385022733926; Medeiros, Elthon John Rodrigues de; Silva, Esteban Pereira daO presente trabalho oferece um panorama sobre a evolução da trigonometria ao longo da história, destacando como alguns dos antigos sábios desenvolveram e empregaram os princípios que hoje conhecemos como a Trigonometria. Inicialmente, essa teoria foi fundamental para a determinação de distâncias inacessíveis e, com o tempo, passou a ser aplicada no estudo dos movimentos periódicos e na modelagem de diversos fenômenos naturais. Já no século IXX, com o estabelecimento das chamadas Series de Fourier, através das quais podemos expressar diversos tipos de funções como uma soma das funções trigonométricas básicas (seno e cosseno), a trigonometria revelou-se mais ainda como tema central e de grande relevância dentro da Matemática pura e aplicada. O presente trabalho também propõe uma abordagem alternativa a para o ensino da trigonometria no Ensino Médio. A proposta inclui uma transição gradual e lógica do estudo da trigonometria no triângulo retângulo para a trigonometria na circunferência trigonométrica. Esse método visa proporcionar aos alunos uma compreensão mais aprofundada e coesa da matéria, ligando eventos históricos com o uso prático dessa ferramenta ao longo de séculos. Através dessa abordagem, busca- se não apenas facilitar a compreensão dos conceitos trigonométricos, mas também despertar o interesse dos alunos pela historia e evolução dessa importante área da matemática, estimulando a sua curiosidade e despertando o seu interesse pelo tema.Tese Estudo da injeção de água e CO2 em reservatório carbonático de óleo leve(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2015-08-10) Diniz, Anthony Andrey Ramalho; Barillas, Jennys Lourdes Meneses; ; http://lattes.cnpq.br/4637897380055777; ; http://lattes.cnpq.br/1045979459961821; Medeiros, Elthon John Rodrigues de; ; http://lattes.cnpq.br/6677251131593932; Souza Júnior, José Cleodon de; ; Rodrigues, Marcos Allyson Felipe; ; http://lattes.cnpq.br/5453593230706116; Dutra Júnior, Tarcilio Viana; ; http://lattes.cnpq.br/8753782475740001Em 2006, a Petrobras anunciou a descoberta do campo de Tupi, na Bacia de Santos, que concentra uma grande quantidade de petróleo abaixo da camada de sal, conhecida como camada pré-sal. Essa descoberta possui grandes volumes de óleo leve (28º a 30º API), com alto conteúdo de gás, próxima aos centros consumidores mais importantes do Sudeste do Brasil e tendo os testes de formação dos primeiros poços apresentado altas vazões, sem indicação de barreiras. Apesar dessa descoberta ser muito importante, a Petrobras e seus parceiros reconhecem que ela representa um cenário desafiador, por estar localizada em torno de 300km da costa, em condições adversas para sua produção. Examinando possíveis métodos de recuperação avançada aplicáveis àquelas condições, considerou-se que a presença de dióxido de carbono (CO2) poderia ser vantajosa, se combinada com a água do mar, no processo de injeção alternada de água e gás (WAG), que passou a ser visto como uma boa opção. Nesse contexto, esta pesquisa teve como objetivo a realização da avaliação de várias técnicas de injeção de CO2 e água, em reservatórios com características do pré-sal brasileiro. Para tanto, foi modelado um óleo leve, semelhante aos óleos encontrados na camada do pré-sal, e um reservatório homogêneo, semissintético, também de características semelhantes aos reservatórios carbonáticos daquela região, produzindo através de uma malha five-spot, em um tempo de projeto de 12 anos. Inicialmente, foram realizados testes injetando apenas água e depois CO2. Com base nesses testes, foram avaliadas quatro variações do WAG, sendo as duas primeiras com injeção alternada dos fluidos e as demais com injeção contínua. Ao final, verificou-se que a injeção alternada de água e gás, iniciada com água, é a opção com maior recuperação de óleo, que alcançou 91,34% no melhor caso. Quando iniciado com injeção de gás, o mesmo processo se torna mais rápido para intervalos mais curtos, mas não resulta na mesma eficiência. Por fim, os processos com injeção contínua apresentam resultados mais rápidos que a injeção individual dos fluidos, mas o resultado final do CO2 é superior.Tese Estudo da injeção de solvente frio no processo de drenagem gravitacional assistida com vapor e solvente (ES-SAGD) em reservatórios do nordeste brasileiro(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2018-12-11) Praxedes, Tayllandya Suelly; Barillas, Jennys Lourdes Meneses; http://lattes.cnpq.br/4637897380055777; http://lattes.cnpq.br/2553167808081295; Dutra Júnior, Tarcilio Viana; Rodrigues, Marcos Allyson Felipe; https://orcid.org/0000-0002-8936-5705; http://lattes.cnpq.br/5453593230706116; Medeiros, Ana Catarina Da Rocha; Medeiros, Elthon John Rodrigues deÉ grande o número de reservatórios de óleo pesado ou betume existentes no mundo. Este óleo possui alta viscosidade e assim difícil mobilidade dentro do reservatório. No Brasil, destaca-se o estado do Rio Grande do Norte, que possui uma longa produção de óleo pesado por meio de poços onshore. Através do aquecimento, os métodos térmicos reduzem a viscosidade deste óleo, facilitando sua extração. Dentre os métodos térmicos, a drenagem gravitacional assistida com vapor e solvente (ES-SAGD) é uma alternativa promissora para a recuperação de óleo pesado. O ES-SAGD combina as vantagens do método térmico com o miscível, e tem sido testado com sucesso especialmente no Canadá, onde existem muitos reservatórios de betume e óleo pesado. Este processo utiliza dois poços horizontais paralelos, onde o superior injeta vapor e solvente e o inferior produz o óleo. O ES-SAGD ainda não foi aplicado no Brasil, onde há reservatórios de óleo pesado, especialmente no Nordeste brasileiro. Motivado por este contexto, esta pesquisa objetivou estudar a aplicação do processo ES-SAGD em um reservatório semissintético, com características semelhantes às encontradas no Nordeste brasileiro, mais especificamente analisar a influência do esquema de injeção de solvente no ES-SAGD. Os modelos estudados consideraram as perdas de carga e calor no poço injetor e as simulações numéricas foram realizadas através do simulador térmico STARS da CMG (Computer Modelling Group). Foram realizadas análises de alguns parâmetros operacionais, tais como: vazão de injeção de vapor, percentual de solvente injetado e distância vertical entre os poços, de forma a verificar a influência destes sobre o ES-SAGD em ambas as configurações: solvente injetado na temperatura do vapor (inj_q) ou na temperatura do reservatório (inj_f). Também foi realizada uma análise de VPL (Valor Presente Líquido), a partir da qual se investigou a sensibilidade dos parâmetros econômicos. Para os casos estudados foi verificado que, o processo ES-SAGD com injeção de vapor em conjunto com solvente frio se mostrou viável e recomendado tanto do ponto de vista técnico e econômico, quanto do ponto de vista de segurança do processo, visto que, suprime a etapa de aquecimento do solvente, eliminado assim riscos iminentes de explosões e acidentes advindos da elevação da temperatura do solvente.Tese Estudo do aquecimento geral indireto como método de recuperação avançada de petróleo(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2012) Medeiros, Elthon John Rodrigues de; Dutra Júnior, Tarcilio Viana; Mata, Wilson da; http://lattes.cnpq.br/0288842238100161; Barillas, Jennys Lourdes Meneses; http://lattes.cnpq.br/4637897380055777; http://lattes.cnpq.br/8753782475740001; http://lattes.cnpq.br/6677251131593932; Rodrigos, Marcos Allyson Felipe; http://lattes.cnpq.br/5453593230706116; Medeiros, Ana Catarina da Rocha; http://lattes.cnpq.br/8013591667991638; Lins Junior, Abel Gomes; http://lattes.cnpq.br/1051102659037756A elevação nas cotações mundiais do petróleo vem tornando viáveis empreendimentos com dispêndios antes considerados elevados, tais como os óleos de lâminas d’água ultra profundas ou óleos não convencionais (ultra pesados). Em relação aos reservatórios com maiores profundidades, aqueles considerados rasos apresentam desvantagens ligadas às pressões e temperaturas reduzidas, que, além dos empecilhos diretos à recuperação do óleo, não garantem um efetivo isolamento à formação, permitindo a evaporação ou o consumo das frações leves por bactérias. Os componentes remanescentes, de maior peso, caracterizam óleos de densidade elevada e mobilidade reduzida, constituindo desafios adicionais para a recuperação a custos aceitáveis. Ao ser aquecido, o óleo tem sua viscosidade substancialmente reduzida, o que torna os métodos térmicos a escolha de referência na recuperação do óleo pesado. O Aquecimento Geral Indireto - AGI (Blanket Heating) é um método incluído nessa categoria, que vem sendo especialmente indicado para jazidas rasas e ultra rasas, embora necessite de estudos que esclareçam sua aplicabilidade em campo. Nesta técnica, o vapor é inserido no interior de canalizações, que funcionam como trocadores de calor, mediando a transferência de calor, do fluido aquecido ao óleo, e evitando a introdução direta do vapor na formação. O estudo foi desenvolvido a partir de um simulador comercial STARS (Steam, Thermal, and Advanced Processes Reservoir Simulator) da CMG {Computer Modelling Group), e abordou configurações alternativas para o AGI, como a aplicação de canalizações inseridas verticalmente no reservatório e a integração com a injeção de água (IA), comparando-as ao padrão convencional e investigando a possibilidade de geração do vapor in situ (resultante da associação entre os métodos). Foram também promovidas análises individualizadas, de modo a determinar a existência de uma temperatura ideal e considerar os benefícios do método para óleos ultra pesados, bem como, a relevância das perdas de calor envolvidas no processo. Ao final, os resultados precedentes foram ponderados por meio de uma análise técnico-económica. Um melhor aproveitamento foi comprovado para as canalizações horizontais, porém, a injeção de água demonstrou capacidade de equilibrar as menores recuperações da modalidade vertical, além de expandir os resultados já satisfatórios da configuração tradicional, em virtude da comprovação da geração de vapor no interior da formação. Acima de 204 °C não foram observadas alterações evidentes na recuperação, e abaixo desse valor ocorreram atrasos nos picos de vazão de óleo. O AGI - nas duas modalidades estudadas - resultou em elevadas recuperações para reservatórios com óleos extremamente viscosos, e as perdas de calor ao longo das canalizações produziram variações evidentes na produção de óleo. O AGI com canalizações verticais (sem a associação com a injeção de água) apresentou o menor Valor Presente Líquido (VPL), os demais casos (canalizações horizontais aplicadas com e sem IA e canalizações verticais associadas a IA) atingiram altas taxas de retorno. O caso com temperaturas alternadas apresentou melhor resultado económico em relação ao modelo em que se fixou a temperatura máxima.TCC Estudo do aquecimento geral indireto como método de recuperação em reservatórios rasos de óleos pesados(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2008-12-11) Medeiros, Elthon John Rodrigues de; Dutra Junior, Tarcilio Viana; Mata, Wilson da; http://lattes.cnpq.br/0288842238100161; http://lattes.cnpq.br/8753782475740001; https://orcid.org/0000-0002-5187-0992; http://lattes.cnpq.br/6677251131593932; Barillas, Jennys Lourdes Meneses; http://lattes.cnpq.br/4637897380055777; Pires, Adolfo Puime; https://orcid.org/0000-0003-0929-0596; http://lattes.cnpq.br/2677117019767524Em virtude da redução das reservas mundiais de petróleo caracterizado como leve, o óleo viscoso passou a atrair pesquisas e investimentos que buscam a sua extração com mínimos prejuízos econômicos e ambientais. O principal método de recuperação suplementar (IOR) aplicado a esse tipo de petróleo é a injeção de vapor. O Aquecimento Geral Indireto - AGI (Blanket Heating) é uma técnica que utiliza a injeção de vapor através de canalizações horizontais, onde o fluido aquecido funciona como um trocador de calor, transferindo indiretamente o calor do vapor ao óleo, com objetivo de reduzir a sua viscosidade e evitando a introdução direta do vapor na formação. O emprego desse novo processo tem sido cogitado para reservatórios com profundidades entre 50 e 300 m, visto que a maioria do óleo pesado encontra-se em reservatórios de pouca profundidade. Com o objetivo de testar a aplicabilidade desse método, e compará-lo ao tradicional processo de injeção contínua de vapor, foram realizadas simulações computacionais a partir de um simulador comercial STARS (Steam, Thermal, and Advanced Processes Reservoir Simulator) da CMG (Computer Modelling Group). Este simulador abordou a eficiência do método em relação à variação nos parâmetros de reservatório, e com isso foram eleitas três formações, cujas especificações propiciaram a melhor, a pior e a mediana recuperação do óleo, analisando qual configuração dos parâmetros operacionais resultou a máxima recuperação em cada reservatório. A escolha da direção horizontal para as canalizações reflete a necessidade de manter a maior área de contato possível entre as canalizações e a reserva de óleo. Os resultados mostram que a recuperação pode ser maximizada proporcionalmente ao aumento da temperatura nas canalizações e no número de canalizações. A produção acumulada de óleo apresenta-se reduzida quando a distância entre as canalizações e os poços produtores ou entre as próprias tubulações é maior. O estudo mostrou que o AGI não produz emissões consideráveis de vapor à superfície, confirmando a redução na quantidade de água produzida. Por último, a análise através de estatísticas comprovou melhor rendimento do método AGI para reservatórios rasos, em comparação com a injeção contínua de vapor, e considerando-se vários fatores, como a produção acumulada de óleo/água.Dissertação Estudo do Processo SAGDOX aplicado a um reservatório de óleo pesado(2018-03-05) Martin Júnior, Glen Oliveira; Barillas, Jennys Lourdes Meneses; ; ; Medeiros, Elthon John Rodrigues de; ; Dutra Júnior, Tarcilio Viana;Os óleos pesados são mais difíceis de serem extraídos, necessitando da aplicação de métodos especiais de recuperação para possibilitar sua produção. A recuperação desse tipo de óleo pode ser incrementada por intermédio de processos térmicos, que consistem basicamente em aumentar a temperatura, reduzindo a viscosidade do óleo e melhorando o seu escoamento. O processo de Drenagem Gravitacional Assistida por Vapor, SAGD (do inglês “Steam-Assisted Gravity Drainage”), é um método já conhecido, provado e utilizado com sucesso em campos ao redor do mundo. A Combustão In-Situ é outro método térmico bastante consolidado. Buscando aperfeiçoar o SAGD, unindo as vantagens deste com os da Combustão In-Situ, foi proposto um novo método denominado “SAGDOX” (do inglês “Steam-Assisted Gravity Drainage with OXygen addition”), patenteado pela Nexen Inc., em 2013. O SAGDOX consiste basicamente em utilizar a estrutura de poços do SAGD, e injetar ar através de um poço injetor vertical, a fim de melhorar a recuperação do óleo. O método está atualmente em estágio de desenvolvimento, com experimentos laboratoriais e em testes de modelos físicos, não contando ainda com testes em campo ou poços-piloto. Nesse trabalho foi realizado um estudo paramétrico do processo SAGDOX aplicado a um reservatório homogêneo contendo óleo pesado, com características do nordeste brasileiro. Os experimentos foram realizados através do simulador computacional STARS, da Computer Modelling Group, considerando-se um tempo de projeto de 20 anos. Foi realizado um planejamento experimental e analisada a produção acumulada de óleo quando submetido a diferentes valores para os seguintes parâmetros operacionais: vazão de injeção de vapor, vazão de injeção de ar, distância entre os poços horizontais, distância do poço injetor de ar e completação do poço injetor de ar. A análise de sensibilidade indicou que todos os parâmetros foram estatisticamente significativos, com a distância entre os poços horizontais sendo o parâmetro mais influente. Injetar oxigênio puro, ao invés de ar, resultou em maiores fatores de recuperação (FR) para os casos analisados. O processo SAGDOX atingiu menores fatores de recuperação quando comparado ao SAGD tradicional, mas mostrou poder antecipar a produção de óleo.Dissertação Estudo técnico-econômico comparativo da injeção de água, glicerina e polímero em um reservatório com características do nordeste brasileiro(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2020-03-13) Oliveira, Iago Silva; Barillas, Jennys Lourdes Meneses; ; http://lattes.cnpq.br/4637897380055777; ; Galvao, Edney Rafael Viana Pinheiro; ; http://lattes.cnpq.br/3142315953748654; Medeiros, Elthon John Rodrigues de; ; http://lattes.cnpq.br/6677251131593932; Rodrigues, Marcos Allyson Felipe; ; http://lattes.cnpq.br/5453593230706116Hoje a indústria do petróleo está lidando com o reconhecimento e entrada de novas fontes de energia se tornando viáveis para a sociedade. Esse tipo de situação coloca a cadeia produtiva em estado de alerta e sua busca pela própria sobrevivência leva à necessidade de novas formas de manter suas atividades economicamente viáveis. Para tanto, a inovação está sendo uma nova meta dentro das metodologias de modo que novos pesquisadores precisam buscar na otimização de processos sua saída para as dificuldades enfrentadas. Métodos que aumentam a produção melhoram o fator de recuperação associado a um campo, mas podem ser extremamente onerosos e acabar por se fazer inviáveis. Nessa visão, novos métodos ou aqueles que foram, à princípio, ignorados, tomam novas perspectivas capazes de trazer de volta melhores dias de uma indústria consolidada. A injeção de glicerina, se prova uma alternativa clara de barateamento de produção visto que, comparada com a injeção de polímeros, tem um preço muito abaixo do seu valor agregado e por ser encontrado em diferentes formas, bruta e purificada, ainda abre mais o seu leque de aplicações. Com o objetivo de comparar essas técnicas mais avançadas com a mais simples e pioneira, a injeção de água, neste trabalho pode ser notado que existe, tecnicamente, uma vantagem na aplicação de métodos mais recentes. Sendo assim, esse trabalho foi desenvolvido buscando entender as características de cada técnica e o retorno associado usando a ferramenta de modelagem matemática, o software desenvolvido pela CMG. O argumento final na comparação de projetos se volta para a rentabilidade associada a cada um deles e, nesse contexto o VPL se apresenta como solução para a dúvida. Nessa comparação entre injeção de água, polímero e glicerina foi observado a firmação das técnicas mais tradicionais e como cada fluido utilizado onera a operação. Sendo assim, para um reservatório com as características do nordeste brasileiro, onde se encontra boa parte da indústria onshore nacional, e tomando as conclusões técnico-econômicas pode-se, através da fluidodinâmica computacional, resolver a questão que diz respeito ao futuro da indústria petrolífera.Tese Recuperação avançada de petróleo através da injeção de soluções químicas aquosas ASP (álcali, surfactante, polímero)(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2017-03-13) Ruiz, Cindy Pamela Aguirre; Barillas, Jennys Lourdes Meneses; http://lattes.cnpq.br/4637897380055777; http://lattes.cnpq.br/8733212181646756; Dutra Júnior, Tarcilio Viana; Rodrigues, Marcos Allyson Felipe; Araújo, Edson de Andrade; Medeiros, Elthon John Rodrigues deOs métodos químicos de recuperação de petróleo têm se mostrado efetivos em muitos casos devido ao aumento dos volumes de óleo adicionais que são produzidos devido a eles, porém, os ganhos econômicos devem acompanhar tal efetividade levando em conta que o desenvolvimento de tais projetos se baseia nessa informação. O uso dos métodos de recuperação avançada geralmente acontece após métodos convencionais como a injeção de gás e, principalmente, a de água, que ainda é utilizada em alguns campos do nordeste Brasileiro. Assim, este trabalho teve por objetivo principal simular e analisar a injeção de soluções químicas aquosas (polímero, álcali e surfactante) em um reservatório com características similares ao do nordeste do Brasil através das ferramentas da Computer Modelling Group (CMG). A análise desse campo foi feita em função da produção de óleo, sendo acompanhada de uma análise econômica, VPL. A metodologia do estudo incluiu a injeção de polímero, álcali e surfactante de forma separada e combinada dos produtos, sendo eles injetados tanto desde o início da vida produtiva do reservatório, quanto após a injeção de água (quando a produção de água atingiu um corte de água equivalente a 90%). Além disso, se levou em conta a variação do preço internacional do barril de petróleo (3 preços diferentes, 50, 75 e 100 US$ por barril) para realizar o estudo econômico através do critério VPL. Os resultados mostraram que a injeção de soluções químicas aquosas, em termos de produção de óleo e comparada com o método convencional de injeção de água, pode ser superior dependendo de fatores operacionais como o tipo de produto químico, da vazão de fluido injetado e do tempo de início do processo durante a vida produtiva do reservatório. A combinação ASP mostrou-se como a mais favorável, tanto desde o ponto de vista da produção quanto do critério VPL.Dissertação Técnicas (não) usuais de resolução de problemas: paridade, argumentos combinatórios, contagens duplas, invariância e colorimentos(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2024-08-30) Cardoso, Valdir Belo; Silva, Carlos Alexandre Gomes da; http://lattes.cnpq.br/4707327291478702; Silva, Esteban Pereira da; Medeiros, Elthon John Rodrigues deO objetivo deste trabalho e abordar técnicas de resolução de problemas não usuais em contextos variados, explorando sua aplicação em argumentos combinatórios e contagens duplas para alunos do ensino básico. Ao examinar diferentes situações são destacados os métodos de contagem que envolvem invariantes, proporcionando uma compreensão mais profunda das propriedades matemáticas subjacentes. Além disso, a análise abrange a teoria dos colorimentos, ressaltando a importância das técnicas combinatórias na resolução de problemas relacionados à coloração de grafos. A interconexão entre paridade, argumentos combinatórios, contagens duplas, invariantes e colorimento e explorada para demonstrar a aplicabilidade desses conceitos em uma variedade de situações matemáticas, revelando as relações intrínsecas entre essas áreas.