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[en] OPTIMIZATION OF DRY COMPLETION WELLS LOCATION BASED ON GENETIC ALGORITHMS / [pt] OTIMIZAÇÃO DA LOCALIZAÇÃO DE POÇOS DE PETRÓLEO COM COMPLETAÇÃO SECA UTILIZANDO ALGORITMOS GENÉTICOSBIANCA GONCALVES MENDES 12 May 2014 (has links)
[pt] Uma das tarefas mais importantes da Engenharia de Reservatórios é definir a estratégia de produção. Isso significa estabelecer, dentre outras coisas, a configuração (quantidade, orientação, localização e tipo) e o planejamento operacional dos poços, bem como a localização da(s) plataforma(s) de produção. Assim, a definição da melhor estratégia de produção representa um problema de otimização complexo, devido ao grande número de variáveis a serem consideradas. Geralmente, todas essas etapas são executadas manualmente, demandando muito tempo e esforço por parte do especialista. A disponibilidade de uma ferramenta computacional, que possa auxiliá-lo nessa tarefa, pode ser de grande utilidade, tanto para a obtenção de respostas mais rápidas, quanto para a tomada de decisões mais acertadas. Diante disso, este trabalho propõe um modelo computacional, baseado em Algoritmos Genéticos, para otimizar a configuração dos poços juntamente com a localização de uma plataforma considerando, especificamente, poços com completação seca. A modelagem proposta considera ainda restrições técnicas e operacionais impostas pelo problema. O objetivo do processo de otimização é maximizar o valor presente líquido (VPL) do projeto, buscando soluções que aumentem o fator de recuperação do reservatório e diminuam seus custos operacionais. Para avaliar o desempenho do modelo proposto foram estudados três modelos de reservatórios, dois sintéticos e um baseado em um caso real. No modelo baseado em um caso real o resultado obtido apresentou um VPL superior a 51 por cento em relação ao caso base gerado por um especialista. / [en] One of the most important tasks of Reservoir Engineering is setting the production strategy. This means establish, among other things, the setting (quantity, orientation, location and trajectory) and the operating plan of the wells, and the location(s) of platform(s) production. Thus, the definition of the best production strategy represents a complex optimization problem due to the large number of variables to be considered. Generally, all these steps are performed manually, requiring much time and effort by the specialist. The availability of a computational tool that can assist you in this task can be very useful, both to obtain faster responses, and for making better decisions. Thus, this work proposes a computational model based on Genetic Algorithms, to optimize the configuration of the wells along with the location of a platform with specific wells with dry completion. The proposed model also considers technical and operational constraints imposed by the problem. The goal of the optimization process is to maximize the net present value (NPV) of the project, seeking solutions that increase the recovery factor of the reservoir and reduce its operating costs. To evaluate the performance of the proposed model was studied in three models reservoirs, two synthetic and one based on an real case. In the model based on a real case the result obtained showed an NPV greater than 51 per cent compared to the base case generated by a specialist.
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[en] TEMPERATURE BEHAVIOR ANALYSIS OF OIL PRODUCTION SYSTEMS: DRY AND WET COMPLETION COMPARISON / [pt] ANÁLISE DO COMPORTAMENTO DA TEMPERATURA EM SISTEMAS DE PRODUÇÃO DE PETRÓLEO: COMPARAÇÃO ENTRE COMPLETAÇÃO SECA E MOLHADAMARCOS JOSE REI VILLELA 16 March 2005 (has links)
[pt] Cerca de 50 por cento das reservas brasileiras de hidrocarbonetos
estão localizadas
na plataforma continental em lâminas de água superiores a
mil metros. As
temperaturas congelantes do fundo do mar tornam os
problemas inerentes ao
escoamento da produção de petróleo, ainda mais críticos.
Entretanto, os desafios
da garantia de escoamento, não são os únicos obstáculos
para a produção de
petróleo em águas ultra-profundas. Além dos aspectos
relacionados à geologia e
fatores econômicos, a decisão de desenvolvimento de um
campo de petróleo no
mar, adotando completação submarina ou seca, precisa ser
respaldada por uma
análise criteriosa dos problemas relacionados com a
garantia de escoamento,
principalmente em locações de águas profundas e ultra-
profundas. Nestes
cenários, a maior variação da energia potencial e
conseqüente intensificação do
efeito Joule-Thomson, contribuem de uma forma bem mais
significativa para a
queda de temperatura e pressão. Este trabalho objetiva
promover a comparação
entre um sistema de produção usando poços direcionais de
grande afastamento,
produzindo para uma unidade de completação seca e um
sistema adotando poços
com completação submarina, a 850, 1.550 e 2.300m de lâmina
de água,
avaliando os efeitos das perdas de carga e calor em um
fluxo multifásico. Com o
uso de completação molhada, é avaliada a máxima distância
viável entre a zona
produtora e a plataforma de produção, de forma a permitir o
fluxo de
hidrocarbonetos sem formação de cristais de parafina. Com
base nos resultados
alcançados, podemos tirar algumas conclusões importantes
quanto à tendência
dos sistemas de produção em águas profundas e ultra-
profundas, que nortearão
no futuro próximo o desenvolvimento de campos de petróleo
na plataforma
continental brasileira. / [en] Around 50 percent of the Brazilian reserves of hydrocarbons are
located in the
continental platform in water depths with more than one
thousand meters. The
freezing temperatures of the sea bottom make problems
related to oil production,
even more critical. However, the flow assurance challenges
are not the only
obstacles for the oil production in ultra-deep waters.
Besides the aspects related
to the geology and economical factors, the decision of
development of an
offshore oil field adopting a system with wet completion or
with dry completion,
needs to be supported by discerning analyses of the
problems related to flow
assurance aspects, mainly in deep and ultra-deep water
locations. In these
scenarios, a larger variation of the potential energy and
consequent
intensification of the Joule-Thomson effect, contribute in
a much more
significant way to the temperature and pressure drops. This
work aims to
promote the comparison between an oil production system
using extended reach
wells with a dry completion unit and another system with
wet completion, at
850, 1.550 and 2.300m of water depth, evaluating the
effects of pressure drop
and heat loss in a multiphase flow. Using wet completion,
it is evaluated the
maximum feasible distances between the producing zone of
the formation and
the floating production unit, allowing the flow of
hydrocarbons without
interruption by the formation of paraffin crystals. Based
on the reached results,
we can reach some important conclusions regarding trend of
production systems
in deep and ultra-deep water, that will guide the
development of oil fields in the
near future in the Brazilian continental platform.
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