Thesis (Ph. D.)--University of Texas at Austin, 2004. / Supervisor: A. Daniel Hill. Vita. Includes bibliographical references.

[pt] A busca por maior eficiência, sistemas confiáveis e redução da pegada de carbono é uma tendência na indústria de Petróleo e Gás (OeG). A Completação Inteligente de Poços (IWC) tornou-se amplamente adotada, e a Válvula de Controlede Influxo/Intervalo (ICV) desempenha um papel significativo no controle da vazão de produção e injeção. A eletrificação dos ativos de OeG, incluindo as ferramentas de IWC, oferece um benefício duplo de aumento dos fatores de recuperação e alinhamento com os esforços globais de descarbonização. Para desenvolver uma ICV Elétrica, é necessário projetar um atuador eletromecânico capaz de operar sob condições desafiadoras e limitações de energia elétrica. Esta dissertação apresenta o projeto e os testes de um atuador eletromecânico em um protótipo de ICV Elétrica em escala real. O desempenho do atuador foi avaliado por meio de uma combinação de modelagem matemática e testes empíricos sob várias condições operacionais, incluindo alta e baixa temperaturas e pressões diferenciais. Os principais resultados desta pesquisa demonstraram que o modelo matemático apoiou efetivamente o design do atuador, com os resultados calculados alinhando-se com os testes funcionais em temperatura ambiente e pressão diferencial zero. / [en] The seek for higher efficiency, reliable systems, and carbon footprint reduction is a trend in the Oil and Gas (OandG) industry. Intelligent Well Completion (IWC) has become a widely adopted and the Inflow/Interval Control Valve (ICV) plays a significant role in controlling production and injection flow rates. Electrification of OandG assets, including the IWC tools, offers a dual benefit of increased recovery factors and alignment with global decarbonization efforts. To develop an Electric ICV, the design of an electromechanical actuator capable of operating under challenging conditions and electrical power limitations is required. This dissertation presents the design and testing of an electromechanical actuator in a full-scale prototype Electric ICV. The actuator s performance was assessed through a combination of mathematical modeling and empirical testing under various operational conditions, including high and low temperatures and differential pressures. Key findings from this research demonstrated that the mathematical model effectively supported the actuator s design, with calculated results aligning closely with functional tests at room temperature and zero differential pressure.

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[pt] O setor de petróleo e gás apresenta diversas oportunidades de aplicação para os sensores a fibra óptica. Algumas características inerentes às fibras ópticas, como baixo peso, flexibilidade, longa distância de transmissão, baixa reatividade do material, isolamento elétrico, imunidade eletromagnética e alta capacidade de multiplexação, podem ser determinantes em diversas situações, seja nos segmentos de exploração, transporte, refino ou distribuição. As principais operadoras internacionais do setor identificaram a tecnologia de Sensores a Fibra Óptica como elemento chave para viabilizar, com toda a funcionalidade esperada, a instalação de sistemas de completação inteligente de poços de petróleo (produção ou injeção). O sensoriamento do poço permite obter, a qualquer momento, informações precisas sobre diversas grandezas, entre outras a pressão, temperatura, vazão, pH ou mesmo a posição de válvulas que controlam o fluxo através do poço. A monitoração em tempo real do poço é parte da estratégia de automação do processo de produção do campo de petróleo. Esta é uma tendência que no futuro próximo aponta para a exploração de campos de petróleo inteligentes, onde a produção por vários poços de um mesmo reservatório realizase de forma otimizada e automatizada, reduzindo custos, e aumentando fatores de recuperação das reservas de hidrocarbonetos fósseis. O presente trabalho se insere neste contexto, e apresenta a concepção, desenvolvimento e resultados de testes de dois protótipos de transdutores de fundo do poço para integrar um sistema de completação inteligente baseado na tecnologia de sensoriamento utilizando redes de Bragg em fibras ópticas. O primeiro deles destina-se à medida da pressão diferencial num sensor de vazão do tipo Venturi. Resultados de testes com protótipos do transdutor demonstraram que ele pode operar numa faixa de mais ou menos 5 bar de pressão diferencial, sob pressões médias de até 21 MPa e temperaturas de 90 graus Celsius com resolução de 0,06 por cento do fundo de escala. O segundo transdutor desenvolvido, aplica-se à medida da posição de abertura e fechamento de uma válvula controladora de fluxo tipo camisa deslizante (sliding sleeves). Duas técnicas foram investigadas. A primeira delas, para aplicações mais gerais, baseia-se no uso de atuadores magnetoestrictivos. A segunda procurou atender a um projeto específico para este tipo de válvula, em cuja concepção utiliza-se uma mola elástica para exercer a força de restituição contra um atuador hidráulico. Neste caso, optou-se por desenvolver uma célula de carga instrumentada com redes de Bragg. Nos testes realizados foram obtidos resultados satisfatórios em termos de sensibilidade e resolução, tendo-se chegado para esta última a valores próximos de 0,03 mm num curso de 70 mm (0,04 por cento do fundo de escala). / [en] Optical fibers are finding a growing range of new applications in the petroleum industry, which include, not only those already well established in telecommunications, but also in novel sensing technologies. Possibility of dense multiplexing, continuous distributed measurements, long distances between measurement points and electronic circuits, and explosion risk free, are some of the characteristics shared by different types of optical fiber sensors. The major global oil and gas operators and service companies have elected optical fiber sensing as one of the key enablers to implement with all the expected functionality and reliability the novel technology of intelligent well completion. Continuous well monitoring allows the operator to access, at any time during the well life, important information regarding different process variables, such as pressure, temperature, flow-rate, pH, or even the position of sliding sleeves valves that control the flow through the well. This is part of the automation strategy to optimize production in the whole reservoir, a technological trend that points towards the concept of an intelligent oil field and that, in the near future, will be applied to the integrated management of production from several wells in the same reservoir, contributing to reduce intervention costs, and increasing recovery factors of fossil hydro-carbon reserves. The present work is inserted in this context, and reports the conception, development and results of tests conducted with prototypes of two different optical fiber transducers to be integrated in an intelligent well completion system. The first one is a Bragg grating differential pressure transducer, which has been developed to measure pressure drop across a Venturi flow-meter inserted in the production tubing. Test results with prototypes have demonstrated that the transducer may be applied to measure differential pressures in the range of more or less 5 bar, under static (average) pressures up to 21 MPa and temperatures below 90 Celsius Degree, with 0.06 percent full-scale resolution. The second development is a displacement transducer applied to measure the opening position of sliding sleeves valves. Two different measurement principles were investigated. The first, intended to general applications of displacement measurements, relied on the use of magnetostrictive actuators and fiber Bragg grating sensors. The second displacement transducer applies to a specific type of valve, which employs a mechanical spring to provide recovery forces to a hydraulic actuator. The proposed solution was based on the use of a load cell instrumented with fiber Bragg gratings. Tests results demonstrated that the prototype transducer was capable of resolving changes in displacement as lower as 0.03 mm in a full-range of 70 mm, approximately 0.04 percent full-scale resolution.