[pt] A completação inteligente é uma tecnologia inovadora que permite uma maior eficiência na produção dos campos do pré-sal, a principal fronteira de produção do Brasil atualmenente. Além disso, uma técnica comumente utilizada nos projetos de petróleo é a conversão de poços produtores em injetores quando há um declínio na vazão de produção. Saber valorar um projeto de petróleo que possua a opção de conversão para poços injetores no futuro, de forma a decidir qual tipo de completação é a que maior valor agrega, é um dos objetivos de um tomador de decisão na área petrolífera. Esta dissertação aborda o uso da teoria de opções reais, através da técnica de diferenças finitas, com o objetivo de analisar se é vantajoso adotar a tecnologia de completação inteligente frente à completação convencional baseado no valor agregado por cada uma em um projeto de petróleo com conversão de poço. Como contribuição final, o projeto propõe a aplicação de um modelo de opções reais, com uma janela de exercício temporal, para a decisão de qual tecnologia de completação um projeto da indústria petrolífera deve considerar. / [en] Smart well is a new technology that allows greater efficiency in pre-salt production, which is currently the largest production frontier in Brazil. Another technique used in oil projects is the conversion of production wells in injector wells when there is a decline in production. Valuing an oil project that has the option to allow conversion to injector wells in the future and decide what kind of completion adds more value is one of the objectives of the decision maker in the oil industry. This dissertation addresses the use of real option theory, by using finite differences, with the objective of analyzing whether it is advantageous to adopt smart completion compared to conventional completion based on the value added by each one in an oil project with a well conversion. As final contribution, this project proposes the application of real option model, with a limited exercise interval, to decide what completion technology an oil company may consider.

[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.

[pt] A reinjeção de gás é uma técnica empregada para o aumento do fator de recuperação de reservatórios de petróleo. Em campos marítimos, quando o volume de gás produzido na unidade estacionária de produção (plataforma) é muito elevado e não se dispõe de infraestrutura para exportá-lo para terra, a reinjeção de todo o gás produzido pode requerer vazões suficientemente altas para causar danos à coluna de injeção do poço em decorrência da vibração induzida pelo escoamento. Esse problema pode ser ainda mais crítico para injetores com completação inteligente, que são instrumentados com sensores e válvulas de controle de fluxo e cujo monitoramento e controle são realizados por meio de cabos elétricos e hidráulicos instalados ao longo da coluna do poço. O risco da falha no sistema de completação inteligente torna-se, portanto, um limitante para a vazão máxima do gás que pode ser reinjetado no poço. Nestes casos, não havendo como exportar o gás produzido, a alternativa é reduzir a produção de petróleo da plataforma. Esta dissertação aborda o problema da vibração induzida pelo escoamento em poços injetores de gás equipados com sistemas inteligentes de completação. Modelou-se a geometria de um poço real a fim de realizar as análises computacionais da dinâmica do escoamento. Devido as altas vazões envolvidas, a abordagem do caso exige um tratamento adequado da turbulência. Para tal, fez-se uso dos métodos Reynolds-Averaged Navier-Stokes (RANS) e Large Eddy Simulation (LES). O primeiro é um modelo estacionário que prevê as estatísticas estacionárias baseando-se em equações de transporte para as mesmas. O segundo é um modelo transiente, que resolve a maior e mais energética parte do espectro das flutuações turbulentas. A partir da análise computacional com os dois modelos foram estimadas as amplitudes e espectros de frequência das forças de excitação dinâmicas produzidas pelo escoamento sobre os componentes do sistema de completação inteligente na região mais crítica da coluna de injeção. Para o caso estudado, um poço injetor de gás com uma coluna de 4 1/2´´ em um revestimento de 9 5/8´´ e vazão máxima nominal de 4,5 x 10(6) m(3)/d, as forças de excitação sobre os componentes críticos do sistema de completação inteligente atingiram amplitudes máximas da ordem de 10 N/m numa faixa de frequência de até 150 Hz, valores considerados satisfatórios para a operação do poço estudado. A metodologia desenvolvida neste trabalho pode ser estendida para outras configurações de poços injetores com completação inteligente. / [en] Reinjection of produced gas is a well-known technique of enhanced oil recovery. In offshore fields, the production units do not always have the proper infrastructure to export the produced gas to shore. In these cases, if the gas volumes are too high, reinjecting it into the reservoir may require elevated flow rates, increasing the risk of mechanical failures due to flow induced vibration on the well completion equipment. This problem may be even more critical in the case of injector wells with intelligent completion systems, which are monitored and controlled with the aid of electrical and optical cables running along the injection tubing. In many instances, to avoid fatigue damage in the intelligent completion equipment, the production unit has to be restricted to allowable rates. This work focus on the problem of flow induced vibration in injector wells equipped with intelligent completion systems. A real well has been modeled in order to perform computational fluid dynamic analysis and understand the turbulent flow near the discharge of the downhole inflow control valves. The problem was modeled using both the Averaged-Reynolds Navier-Stokes and Large Eddy Scale turbulent models. In the first, the flow is stationary and the variables are time-averaged. In the second model, transient analysis is performed considering only the large length scales. Combining the two models, the amplitudes and frequency spectra of the dynamic forces that excite the components of the injector well are estimated. In the case studied, a well with tubing of 4 1/2´´ in a 9 5/8´´ casing and with a maximum nominal gas injection flow rate of 4.5 x 10(6) m(3)/d, the dynamical loads on the critical intelligent completion components were estimated presenting amplitudes of the order of 10 N/m and frequency ranges up to 150 Hz, values that were considered safe for the operation of the analyzed well. The methodology developed in this work can be extended to model other configurations of high flow rate injector wells.

[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.