Submitted by Automa??o e Estat?stica (sst@bczm.ufrn.br) on 2016-03-10T20:31:31Z No. of bitstreams: 1 AnaCarlaCostaAndrade_DISSERT.pdf: 4395616 bytes, checksum: 7bd9d9d5693c356b8df430de0f64bae2 (MD5) / Approved for entry into archive by Arlan Eloi Leite Silva (eloihistoriador@yahoo.com.br) on 2016-03-17T19:21:33Z (GMT) No. of bitstreams: 1 AnaCarlaCostaAndrade_DISSERT.pdf: 4395616 bytes, checksum: 7bd9d9d5693c356b8df430de0f64bae2 (MD5) / Made available in DSpace on 2016-03-17T19:21:33Z (GMT). No. of bitstreams: 1 AnaCarlaCostaAndrade_DISSERT.pdf: 4395616 bytes, checksum: 7bd9d9d5693c356b8df430de0f64bae2 (MD5) Previous issue date: 2015-05-29 / Uma das diversas t?cnicas aplicadas aos processos de produ??o de petr?leo ? a eleva??o artificial, que utiliza equipamentos a fim de reduzir a press?o de fluxo no fundo do po?o, promovendo um diferencial de press?o, resultando em um aumento de vaz?o. A escolha do m?todo de eleva??o artificial depende de uma an?lise de diversos fatores, como custos iniciais de instala??o, manuten??o e condi??es existentes no campo produtor. O m?todo de Bombeio Centr?fugo Submerso (BCS) mostra-se bastante eficiente quando a finalidade ? produzir altas vaz?es de l?quido, tanto em ambientes terrestres como mar?timos, em condi??es adversas de temperatura e na presen?a de fluidos viscosos. Por defini??o, o BCS ? um m?todo de eleva??o artificial em que um motor el?trico de subsuperf?cie transforma a energia el?trica em mec?nica para acionar uma bomba centr?fuga de m?ltiplos est?gios sobrepostos, formada por um impelidor (rotor) e um difusor (estator). A bomba converte a energia mec?nica do motor em energia cin?tica sob a forma de velocidade, elevando o fluido ? superf?cie. O objetivo desse trabalho ? a implementa??o do m?todo de otimiza??o dos poliedros flex?veis, conhecido como M?todo Simplex Modificado (MSM), aplicado ao estudo da influ?ncia na modifica??o dos par?metros de entrada e sa?da no canal do impelidor de uma bomba centr?fuga de um sistema BCS. Na utiliza??o do m?todo de otimiza??o modificando os par?metros angulares da bomba, os dados resultantes aplicados nas simula??es permitiram a obten??o de valores otimizados do Head (altura de eleva??o), uma efici?ncia sem perdas e a pot?ncia com resultados diferenciados. / One of several techniques applied to production processes oil is the artificial lift, using equipment in order to reduce the bottom hole pressure, providing a pressure differential, resulting in a flow increase. The choice of the artificial lift method depends on a detailed analysis of the some factors, such as initial costs of installation, maintenance, and the existing conditions in the producing field. The Electrical Submersible Pumping method (ESP) appears to be quite efficient when the objective is to produce high liquid flow rates in both onshore and offshore environments, in adverse conditions of temperature and in the presence of viscous fluids. By definition, ESP is a method of artificial lift in which a subsurface electric motor transforms electrical into mechanical energy to trigger a centrifugal pump of multiple stages, composed of a rotating impeller (rotor) and a stationary diffuser (stator). The pump converts the mechanical energy of the engine into kinetic energy in the form of velocity, which pushes the fluid to the surface. The objective of this work is to implement the optimization method of the flexible polyhedron, known as Modified Simplex Method (MSM) applied to the study of the influence of the modification of the input and output parameters of the centrifugal pump impeller in the channel of a system ESP. In the use of the optimization method by changing the angular parameters of the pump, the resultant data applied to the simulations allowed to obtain optimized values of the Head (lift height), lossless efficiency and the power with differentiated results.

Made available in DSpace on 2014-12-17T14:55:55Z (GMT). No. of bitstreams: 1 DiegoAMF_DISSERT.pdf: 1096063 bytes, checksum: 5fc2d5a69c06dbd0861b8cfebf12e262 (MD5) Previous issue date: 2011-10-10 / Petr?leo Brasileiro SA - PETROBRAS / This document proposes to describe a pilot plant for oil wells equipped with plunger lift. In addition to a small size (21,5 meters) and be on the surface, the plant s well has part of its structure in transparent acrylic, allowing easy visualization of phenomena inherent to the method. The rock formation where the well draws its pilot plant fluids (water and air) is simulated by a machine room where they are located the compressor and water pump for the production of air and water. To keep the flow of air and water with known and controlled values the lines that connect the machine room to the wellhole are equipped with flow sensors and valves. It s developed a supervisory system that allows the user a real-time monitoring of pressures and flow rates involved. From the supervisor is still allowed the user can choose how they will be controlled cycles of the process, whether by time, pressure or manually, and set the values of air flow to the water used in cycles. These values can be defined from a set point or from the percentage of valve opening. Results from tests performed on the plant using the most common forms of control by time and pressure in the coating are showed. Finally, they are confronted with results generated by a simulator configured with the the pilot plant s feature / Este trabalho se prop?e a descrever uma Planta Piloto para po?os de petr?leo equipados com eleva??o artificial do tipo plunger lift. Al?m de um tamanho reduzido (21,5 metros) e estar sobre a superf?cie, o po?o da planta possui parte de sua estrutura em acr?lico transparente, permitindo a f?cil visualiza??o de fen?menos inerentes ao m?todo. A forma??o rochosa donde o po?o da Planta Piloto extrai seus fluidos (?gua e ar) ? simulada por uma casa de m?quinas onde est?o localizados o compressor e a bomba centr?fuga respons?veis pela produ??o de ar e ?gua. Para manter as vaz?es desses fluidos com valores conhecidos e controlados as linhas que conectam a casa de m?quina ao fundo do po?o s?o equipadas com sensores de vaz?o e v?lvulas. ? desenvolvido um sistema supervis?rio que permite ao usu?rio uma monitora??o em tempo real das press?es e vaz?es envolvidas no processo. A partir do supervis?rio ? poss?vel ainda o usu?rio escolher a forma como ser?o controlados os ciclos do processo, se por tempo, por press?o ou manualmente, e definir os valores de vaz?o de ar a ?gua utilizados durantes os ciclos. Esses valores podem ser definidos a partir de um set point ou a partir da porcentagem de abertura das v?lvulas. S?o apresentados resultados de testes realizados na planta utilizando as formas de controle mais usuais: por tempo e por press?o no revestimento. Por fim, estes ser?o confrontados com resultdos gerados por um simulador configurados com as caracter?sticas da Planta Piloto

Made available in DSpace on 2014-12-17T14:55:57Z (GMT). No. of bitstreams: 1 FranciscoJTV.pdf: 1100058 bytes, checksum: 1324dc0f705af005f06ca71bee5c289c (MD5) Previous issue date: 2005-12-19 / The method of artificial lift of progressing cavity pump is very efficient in the production of oils with high viscosity and oils that carry a great amount of sand. This characteristic converted this lift method into the second most useful one in oil fields production. As it grows the number of its applications it also increases the necessity to dominate its work in a way to define it the best operational set point. To contribute to the knowledge of the operational method of artificial lift of progressing cavity pump, this work intends to develop a computational simulator for oil wells equipped with an artificial lift system. The computational simulator of the system will be able to represent its dynamic behavior when submitted to the various operational conditions. The system was divided into five subsystems: induction motor, multiphase flows into production tubing, rod string, progressing cavity pump and annular tubing-casing. The modeling and simulation of each subsystem permitted to evaluate the dynamic characteristics that defined the criteria connections. With the connections of the subsystems it was possible to obtain the dynamic characteristics of the most important arrays belonging to the system, such as: pressure discharge, pressure intake, pumping rate, rod string rotation and torque applied to polish string. The shown results added to a friendly graphical interface converted the PCP simulator in a great potential tool with a didactic characteristic in serving the technical capability for the system operators and also permitting the production engineering to achieve a more detail analysis of the dynamic operational oil wells equipped with the progressing cavity pump / O m?todo de eleva??o artificial por bombeio de cavidades progressivas tem se mostrado muito eficiente na produ??o de ?leos com alta viscosidade ou que carreiem uma grande quantidade de areia. Essa caracter?stica tem feito do mesmo o segundo m?todo de eleva??o mais utilizado nos campos de produ??o de petr?leo. ? medida em que aumenta o n?mero de suas aplica??es cresce tamb?m a necessidade de um maior dom?nio do conhecimento quanto ao seu funcionamento operacional, de maneira ? definir um ponto ?timo de opera??o. A fim de contribuir para a expans?o do conhecimento operacional do m?todo de eleva??o por bombeio de cavidades progressivas, este trabalho prop?e o desenvolvimento de um simulador computacional para po?os de petr?leo equipados com esse sistema, capaz de representar o comportamento din?mico do mesmo quando submetido ?s mais diversas condi??es operacionais. O sistema foi dividido em cinco subsistemas: motor de indu??o, escoamento multif?sico na coluna de produ??o, coluna de haste, bomba de cavidades progressivas e anular revestimento-coluna de produ??o. A modelagem e a simula??o de cada subsistema permitiram avaliar as caracter?sticas din?micas que definiram os crit?rios de acoplamento dos mesmos. Com a realiza??o do acoplamento foi poss?vel obter as caracter?sticas din?micas das principais vari?veis pertinentes ao sistema, tais como: press?o de recalque, press?o de suc??o, vaz?o da bomba, rota??o da coluna de haste e o torque aplicado ? haste polida. Os resultados apresentados, somados a uma interface gr?fica amig?vel, fazem do simulador de BCP uma ferramenta de grande potencial, tanto de car?ter did?tico, auxiliando na capacita??o t?cnica dos operadores do sistema, quanto para aux?lio na engenharia de produ??o, permitindo realizar uma an?lise mais detalhada da din?mica operacional dos po?os de petr?leo equipado com esse m?todo de eleva??o

Submitted by Automa??o e Estat?stica (sst@bczm.ufrn.br) on 2017-02-21T00:17:08Z No. of bitstreams: 1 HannahLiciaCruzGalvao_DISSERT.pdf: 2602269 bytes, checksum: 9a25d575dde3cb5aa441d3d969163998 (MD5) / Approved for entry into archive by Arlan Eloi Leite Silva (eloihistoriador@yahoo.com.br) on 2017-03-03T22:55:44Z (GMT) No. of bitstreams: 1 HannahLiciaCruzGalvao_DISSERT.pdf: 2602269 bytes, checksum: 9a25d575dde3cb5aa441d3d969163998 (MD5) / Made available in DSpace on 2017-03-03T22:55:44Z (GMT). No. of bitstreams: 1 HannahLiciaCruzGalvao_DISSERT.pdf: 2602269 bytes, checksum: 9a25d575dde3cb5aa441d3d969163998 (MD5) Previous issue date: 2016-09-05 / Na ind?stria petrol?fera, uma ?rea que vem se desenvolvendo e ganhando destaque ? a de automa??o e controle de po?os. Esta por sua vez, vem sendo aplicada aos m?todos de eleva??o artificial, especialmente ao Bombeio Mec?nico (BM), que ? considerado um dos m?todos mais utilizado em ambientes onshore, predominando frente aos outros em n?mero de po?os instalados no Brasil. Diante dessa constata??o, nota-se que evolu??es ao BM podem trazer melhorias ? extra??o de petr?leo no pa?s. Uma evolu??o relevante seria o desenvolvimento e aplica??o de novas estrat?gias e t?cnicas de controle a esse sistema. Nesse sentido, o foco principal deste trabalho foi desenvolver um controlador aplicado ao BM, visando evitar o surgimento de efeitos indesej?veis durante o processo de produ??o e maximizar a efici?ncia de opera??o. A ferramenta desenvolvida consiste em controlar o preenchimento parcial da bomba de fundo, atrav?s da manipula??o da velocidade de bombeio. Para tanto, um controlador Proporcional Integral Derivativo (PID) foi utilizado devido ? sua estrutura vers?til, adaptando-se ?s exig?ncias e limita??es do trabalho. Inicialmente, realizou-se o levantamento bibliogr?fico sobre o m?todo em foco, abrangendo principalmente o papel da carta dinamom?trica de superf?cie e de fundo, os conceitos b?sicos sobre o controle do tipo PID e as principais estrat?gias de controle aplicadas ao BM. No decorrer do trabalho foi desenvolvida uma modelagem matem?tica e computacional para determinar o valor do preenchimento da bomba de fundo. Para a implementa??o do controle, foi utilizada a linguagem de programa??o Visual Basic for Applications (VBA) associada ao seu ambiente de desenvolvimento integrado (IDE), presentes no Microsoft Excel. Para valida??o, utilizou-se o simulador de BM como um po?o virtual e simula??es foram realizadas com o controlador desenvolvido. Para efeito de resultado, observou-se que a estrat?gia desenvolvida foi uma importante ferramenta quando se tratava em potencializar a produ??o por BM, visto que a estrat?gia aplicada proporcionou o controle do preenchimento parcial da bomba de fundo, sem a necessidade de parada de produ??o, ou seja, da unidade de bombeio, o que refletiu numa otimiza??o operacional. / In the oil industry, one area that has been developed and gained highlight is automation and well control, which has been used in artificial lift methods, especially in Sucker-Rod Pump (SRP) that is considered one of the methods more used in onshore regions and it is more applied in Brazil compared to other artificial methods. Therefore, it is noted that enhancements in sucker-rod pump may cause largely improvements in oil extraction in the country. One relevant enhancement would be the development and application of new strategies and control techniques to this system. Then, the main focus of this work was developing a controller applied to sucker-rod rump in order to avoid the appearance of undesirable effects during the production process as well as to maximize the operating efficiency. The developed tool controls the partial filling of the downhole pumps through the manipulation of the pumping velocity. Thus, a Proportional Integral Derivative controller (PID) was used due to its versatile structure, adapting to requirements and work limitations. Initially, literature researches about the SRP method were conducted? covering the function of the surface and downhole dynamometric cards, mainly? the basic concepts about the PID control ? and the main control strategies applied to sucker-rod pump. In this work was developed a mathematical and computational modeling to determine the value of the downhole pumps filling. To implement the controlling was used the Visual Basic for Applications (VBA) programming language associated to its integrated development environment (IDE), which is present in Microsoft Excel. To validate, it was used a sucker-rod pump simulator as a virtual well and simulations were realized with the controller that was created. It was observed that the developed strategy was an important tool when it comes to enhance the production through sucker-rod pump because the strategy that was applied provided a partial control of the downhole pumps without stopping the production, that is, the pumping unit, what reflected an operational optimization.

Submitted by Automa??o e Estat?stica (sst@bczm.ufrn.br) on 2017-10-02T23:37:04Z No. of bitstreams: 1 DanielsonFlavioXavierDaSilva_DISSERT.pdf: 3822953 bytes, checksum: 058ad7d6c4479d187704c913aa3a0361 (MD5) / Approved for entry into archive by Arlan Eloi Leite Silva (eloihistoriador@yahoo.com.br) on 2017-10-07T00:15:00Z (GMT) No. of bitstreams: 1 DanielsonFlavioXavierDaSilva_DISSERT.pdf: 3822953 bytes, checksum: 058ad7d6c4479d187704c913aa3a0361 (MD5) / Made available in DSpace on 2017-10-07T00:15:00Z (GMT). No. of bitstreams: 1 DanielsonFlavioXavierDaSilva_DISSERT.pdf: 3822953 bytes, checksum: 058ad7d6c4479d187704c913aa3a0361 (MD5) Previous issue date: 2017-07-10 / Este trabalho aborda o m?todo de eleva??o artificial chamado plunger lift, que ? utilizado em po?os com baixa press?o de reservat?rio. Este m?todo utiliza um ?mbolo mec?nico para auxiliar a subida do ?leo do fundo do po?o at? a superf?cie, atrav?s do fechamento e abertura do po?o com intervalo de tempo distintos. O plunger lift possui algumas etapas que, quando conclu?das, completam um ciclo. Foi desenvolvido um simulador em Java R com o modelo matem?tico implementado no projeto AUTOPOC, desenvolvido no Laborat?rio de Automa??o em Petr?leo, na linguagem C++. Foram implementados dois tipos de controle liga-desliga para este m?todo: controle por temporiza??o e controle por press?o de revestimento. Por fim, resultados s?o obtidos com o simulador, os quais s?o comparados para uma an?lise detalhada e conclus?es acerca do desempenho dos controladores implementados. / This work aboard the artificial lift method named plunger lift, that is used in wells with low reservoir pressure. This method uses a mechanical plunger to help the oil lift from the bottom of the well to the surface through the well, closing and opening with different time interval. The plunger lift has some stages that, when concluded, complete a cycle. It was developed a simulator in Java R with mathematical model implemented in the AUTOPOC, project developed at Laborat?rio de Automa??o em Petr?leo, in C++ language. It were implemented two types of on-off controls for this method: time control and control by casing pressure. Finally, results are obtained with the simulator, what are compared for detailed analysis and take conclusions about the performance of the implemented controllers.

Submitted by Automa??o e Estat?stica (sst@bczm.ufrn.br) on 2017-11-03T20:19:53Z No. of bitstreams: 1 GabrielBessaDeFreitasFueziOliva_DISSERT.pdf: 6203013 bytes, checksum: 7504f427f888a49303ef36d8aab5a72d (MD5) / Approved for entry into archive by Arlan Eloi Leite Silva (eloihistoriador@yahoo.com.br) on 2017-11-16T22:15:44Z (GMT) No. of bitstreams: 1 GabrielBessaDeFreitasFueziOliva_DISSERT.pdf: 6203013 bytes, checksum: 7504f427f888a49303ef36d8aab5a72d (MD5) / Made available in DSpace on 2017-11-16T22:15:44Z (GMT). No. of bitstreams: 1 GabrielBessaDeFreitasFueziOliva_DISSERT.pdf: 6203013 bytes, checksum: 7504f427f888a49303ef36d8aab5a72d (MD5) Previous issue date: 2017-07-05 / Coordena??o de Aperfei?oamento de Pessoal de N?vel Superior (CAPES) / O m?todo de eleva??o artificial por Bombeio Mec?nico (BM) ? o mais utilizado nos po?os de petr?leo no Brasil e no mundo. Este m?todo se destaca pela sua simplicidade, baixo custo em investimentos e manuten??es, flexibilidade quanto ? vaz?o de opera??o e possibilidade de operar com fluidos de diferentes composi??es e viscosidades. No entanto, as unidades de bombeio mec?nico (UB?s), assim como todo equipamento mec?nico, necessitam de manuten??es peri?dicas sejam elas corretivas ou preventivas. Dentre as atividades operacionais mais comuns realizadas nas unidades de bombeio destacam-se o balanceamento e o ajuste do curso da haste polida. A realiza??o dessas atividades requer a parada da produ??o do po?o e ? feita manualmente por uma equipe que ? deslocada at? o local onde se encontra a UB. Nesse contexto, a Petrobras em parceria com a UFRN e fornecedores desenvolveram uma unidade de bombeio mec?nico, denominada Unidade de Bombeio Inteligente (UBI), capaz de realizar o balanceamento e o ajuste do curso da haste polida sem a necessidade de uma equipe se deslocar at? a UB. Isto posto, beneficiando-se das vantagens da UBI, este trabalho se prop?e a desenvolver uma estrat?gia para controlar automaticamente a Unidade de Bombeio Inteligente. O desenvolvimento dessa estrat?gia tem por objetivo garantir que o equipamento tanto opere em condi??es adequadas e dentro de seus limites de seguran?a (previamente definidos pelo operador), quanto otimize a produ??o do po?o. Com o intuito de se obter a valida??o da estrat?gia de controle proposta para a UBI, foram realizados testes em laborat?rio utilizando po?os virtuais. Esses testes demonstraram que a estrat?gia desenvolvida conseguiu apresentar desempenho satisfat?rio, isto ?, controlar a UBI, mant?-la dentro dos limites pr?-estabelecidos pelo operador e otimizar a vaz?o de produ??o. / The Sucker-Rod Pump (SRP) system is the most used artificial lift method in oil wells in Brazil and in the world. This method stands out for its simplicity, low cost in investments and maintenance, can be operated in a large range of flowrates and possibility to operate with fluids of different compositions and viscosities. However, the Sucker-Rod Pumping Units, as well as all mechanical equipment, require periodic maintenance, whether corrective or preventive. Two important procedures commonly made at the SRP Units are the adjustment for counterbalancing the pumping unit and the adjustment of the polished rod stroke length. Performing these procedures require stopping the production of the well and are made manually by a team that is moved to the place where the pumping unit is located. In this context, Petrobras in partnership with UFRN and other companies developed a new type of pumping unit, called Smart Sucker-Rod Pump (SSRP), which is capable to counterbalancing the unit and adjust the polished rod stroke length without the need of a team to move to the field. Thus, benefiting from the advantages of the SSRP, this work proposes to develop a strategy to automatically control the Smart Sucker-Rod Pump. The development of this strategy aims to ensure that the equipment both operates under proper conditions and within its safety limits (previously set by the operator), as well as to optimize the well production. In order to validate the control strategy developed for the SSRP, laboratory simulations were performed using virtual wells. It was observed that the developed strategy reached the proposed goals for which it was developed, that is, keep the parameters of the SSRP within the limits set by the operator and optimize the production flowrate.

Submitted by Arlan Eloi Leite Silva (eloihistoriador@yahoo.com.br) on 2017-12-12T20:10:31Z No. of bitstreams: 1 FlavioGentilDeAraujoFilho_TESE.pdf: 4569671 bytes, checksum: 74f67c4306ba61a1b4872e0e94522410 (MD5) / Approved for entry into archive by Arlan Eloi Leite Silva (eloihistoriador@yahoo.com.br) on 2017-12-12T20:13:23Z (GMT) No. of bitstreams: 1 FlavioGentilDeAraujoFilho_TESE.pdf: 4569671 bytes, checksum: 74f67c4306ba61a1b4872e0e94522410 (MD5) / Made available in DSpace on 2017-12-12T20:13:23Z (GMT). No. of bitstreams: 1 FlavioGentilDeAraujoFilho_TESE.pdf: 4569671 bytes, checksum: 74f67c4306ba61a1b4872e0e94522410 (MD5) Previous issue date: 2017-07-28 / Este trabalho apresenta o desenvolvimento de um conjunto de m?todos de sintonia de controladores nebulosos aplicados ao processo n?o linear de controle de vaz?o em um sistema de produ??o de petr?leo com po?os produtores equipados com bombeio centr?fugo submerso. O controle eficiente dos processos industriais estudados ser? atingido pela aplica??o de t?cnicas de intelig?ncia artificial, sobretudo pelo fato de serem requeridos diferentes pontos de opera??o, bem como determinadas trajet?rias de refer?ncia. A necessidade de obten??o do conhecimento especialista, em regras de infer?ncia e fun??es de pertin?ncia da l?gica nebulosa do controlador empregado, ? suprida pelo processo de aprendizagem da t?cnica do controle adaptativo neural por modelo inverso, no qual a estrutura do controlador e seus par?metros s?o definidos automaticamente, utilizando-se para o treinamento os pr?prios dados da aplica??o. O modelo neuro-fuzzy obtido ? utilizado para gerar a??es de controle em s?rie com o processo, apresentando uma resposta din?mica satisfat?ria. Da mesma forma, s?o empregadas t?cnicas baseadas em meta-heur?sticas de otimiza??o, a fim de se encontrar a solu??o ?tima ou suficientemente pr?xima da ?tima para a sintonia do controlador nebuloso aplicado ao processo de produ??o de petr?leo. Os algoritmos de otimiza??o dos poliedros flex?veis e do recozimento simulado foram utilizados com diferentes tipos de fun??es objetivo de minimiza??o de erro do sistema, para sele??o dos par?metros de sintonia do controlador, de acordo com os crit?rios de desempenho pretendidos. Os resultados apresentados comparam as respostas obtidas do sistema para cada uma das t?cnicas empregadas, evidenciando o bom desempenho e a robustez das sintonias propostas.

Made available in DSpace on 2014-12-17T14:08:33Z (GMT). No. of bitstreams: 1 HeitorPG.pdf: 2527761 bytes, checksum: 19f772cea6bcb648ba6562ac9a4eeffd (MD5) Previous issue date: 2009-06-26 / The artificial lifting of oil is needed when the pressure of the reservoir is not high enough so that the fluid contained in it can reach the surface spontaneously. Thus the increase in energy supplies artificial or additional fluid integral to the well to come to the surface. The rod pump is the artificial lift method most used in the world and the dynamometer card (surface and down-hole) is the best tool for the analysis of a well equipped with such method. A computational method using Artificial Neural Networks MLP was and developed using pre-established patterns, based on its geometry, the downhole card are used for training the network and then the network provides the knowledge for classification of new cards, allows the fails diagnose in the system and operation conditions of the lifting system. These routines could be integrated to a supervisory system that collects the cards to be analyzed / A necessidade da eleva??o artificial de petr?leo se d? quando a press?o do reservat?rio n?o ? suficientemente elevada para que os fluidos nele contidos possam alcan?ar a superf?cie espontaneamente. Assim a eleva??o artificial fornece energia de forma suplementar ou integral aos fluidos do po?o para que cheguem ? superf?cie. O Bombeio mec?nico com hastes ? o m?todo de eleva??o artificial mais utilizado no mundo e a Carta Dinamom?trica (de superf?cie e de fundo) ? a melhor ferramenta de an?lise de um po?o equipado com esse tipo de m?todo de eleva??o.Um Sistema que utiliza Redes Neurais Artificiais MLP foi desenvolvido e usando padr?es pr?-estabelecidos, baseadas em sua geometria, as cartas de fundo dos po?os s?o utilizadas para o treinamento da rede e posteriormente essa rede disponibiliza o conhecimento adquirido para a classifica??o de novas cartas, permitindo o diagn?stico de poss?veis falhas no sistema de bombeio e das condi??es de funcionamento desse sistema de eleva??o. Essas rotinas podem ser integradas a um Sistema Supervis?rio que coleta as cartas a serem analisadas. Palavras-chave: Automa??o industrial, Eleva??o artificial, Bombeio mec?nico, Redes Neurais

Made available in DSpace on 2014-12-17T14:09:15Z (GMT). No. of bitstreams: 1 RutacioOC_TESE_PARCIAL.pdf: 408685 bytes, checksum: 5bea29db0102078f885dab06d8188a0f (MD5) Previous issue date: 2012-07-13 / The Electrical Submersible Pumping is an artificial lift method for oil wells employed in onshore and offshore areas. The economic revenue of the petroleum production in a well depends on the oil flow and the availability of lifting equipment. The fewer the failures, the lower the revenue shortfall and costs to repair it. The frequency with which failures occur depends on the operating conditions to which the pumps are submitted. In high-productivity offshore wells monitoring is done by operators with engineering support 24h/day, which is not economically viable for the land areas. In this context, the automation of onshore wells has clear economic advantages. This work proposes a system capable of automatically control the operation of electrical submersible pumps, installed in oil wells, by an adjustment at the electric motor rotation based on signals provided by sensors installed on the surface and subsurface, keeping the pump operating within the recommended range, closest to the well s potential. Techniques are developed to estimate unmeasured variables, enabling the automation of wells that do not have all the required sensors. The automatic adjustment, according to an algorithm that runs on a programmable logic controller maintains the flow and submergence within acceptable parameters avoiding undesirable operating conditions, as the gas interference and high engine temperature, without need to resort to stopping the engine, which would reduce the its useful life. The control strategy described, based on modeling of physical phenomena and operational experience reported in literature, is materialized in terms of a fuzzy controller based on rules, and all generated information can be accompanied by a supervisory system / O bombeio centr?fugo submerso ? um m?todo de eleva??o artificial de petr?leo empregado em ?reas terrestres ou mar?timas. A receita econ?mica da produ??o de petr?leo em um po?o depende da vaz?o de ?leo e da disponibilidade do equipamento de eleva??o. Quanto menos falhas, menores ser?o as receitas cessantes e os custos para repar?-las. A frequ?ncia com que as falhas ocorrem depende das condi??es operacionais ?s quais as bombas s?o submetidas. Em po?os mar?timos de alta produtividade o acompanhamento ? feito por operadores com suporte de engenharia 24h/dia, o que n?o ? economicamente vi?vel para as ?reas terrestres. Nesse contexto, a automa??o de po?os terrestres apresenta vantagens econ?micas claras. Neste trabalho ? proposto um sistema capaz de controlar automaticamente a opera??o de bombas centr?fugas submersas instaladas em po?os produtores de petr?leo, via ajuste na rota??o do motor el?trico, a partir de sensores instalados na superf?cie e subsuperf?cie, mantendo a bomba operando dentro da faixa recomendada, o mais pr?ximo poss?vel do potencial do po?o. S?o desenvolvidas t?cnicas de estimativa de vari?veis n?o medidas, possibilitando a automa??o de po?os que n?o possuem todos os sensores requeridos. O ajuste autom?tico, conforme um algoritmo que ? executado em um controlador l?gico program?vel, mant?m a vaz?o e a submerg?ncia dentro de par?metros aceit?veis, evitando condi??es operacionais indesej?veis como a interfer?ncia de g?s e a elevada temperatura do motor, sem a necessidade de recorrer ao desligamento do motor, o que reduziria a sua vida ?til. A estrat?gia de controle descrita, baseada na modelagem dos fen?menos f?sicos e na experi?ncia operacional registrada na literatura, ? materializada em termos de um controlador Fuzzy baseado em regras, sendo que todas as informa??es geradas podem ser acompanhadas por um sistema supervis?rio

Made available in DSpace on 2014-12-17T14:55:40Z (GMT). No. of bitstreams: 1 EvellyneSBpdf.pdf: 1159066 bytes, checksum: 300fe338752c295fd279c5c695b984a8 (MD5) Previous issue date: 2009-09-26 / Petr?leo Brasileiro SA - PETROBRAS / The Electrical Submersible Pump (ESP) has been one of the most appropriate solutions for lifting method in onshore and offshore applications. The typical features for this application are adverse temperature, viscosity fluids and gas environments. The difficulties in equipments maintenance and setup contributing to increasing costs of oil production in deep water, therefore, the optimization through automation can be a excellent approach for decrease costs and failures in subsurface equipment. This work describe a computer simulation related with the artificial lifting method ESP. This tool support the dynamic behavior of ESP approach, considering the source and electric energy transmission model for the motor, the electric motor model (including the thermal calculation), flow tubbing simulation, centrifugal pump behavior simulation with liquid nature effects and reservoir requirements. In addition, there are tri-dimensional animation for each ESP subsytem (transformer, motor, pump, seal, gas separator, command unit). This computer simulation propose a improvement for monitoring oil wells for maximization of well production. Currenty, the proprietaries simulators are based on specific equipments manufactures. Therefore, it is not possible simulation equipments of another manufactures. In the propose approach there are support for diverse kinds of manufactures equipments / Bombeio Centr?fugo Submerso (BCS) tem se mostrado uma das solu??es mais adequadas como m?todo de eleva??o em aplica??es onshore e offshore. As caracter?sticas t?picas desssas aplica??es s?o condi??es adversas de temperatura, fluidos viscosos e ambientes gaseificados. As dificuldades encontradas na manuten??o e instala??o de equipamentos s?o fatores que oneram a produ??o de petr?leo em ?guas profundas, com isso, a otimiza??o via automa??o, pode ser um passo fundamental para a redu??o de custos e falhas nos equipamentos de subsuperf?cie. Este trabalho apresenta um simulador computacional relacionado ao m?todo de eleva??o artificial BCS. A ferramenta representa o comportamento din?mico, considerando a transmiss?o de energia el?trica da superf?cie ao motor, modelo do motor el?trico (incluindo o efeito t?rmico), simula??o do escoamento na tubula??o, simula??o do comportamento da bomba centr?fuga, levando em considera??o os efeitos da natureza do l?quido e os aspectos do reservat?rio. Adicionalmente, s?o encontrados anima??es tridimensionais para cada subsistema BCS (transformador, motor, bomba, selo ou protetor, separador de g?s e quadro de comando). O simulador computacional prop?e uma melhoria no acompanhamento de po?os de petr?leo visando o aumento da produtividade do po?o. Atualmente, os simuladores comerciais est?o baseados em equipamentos espec?ficos do fabricante, dificultando obter resultados com outros equipamentos. Na t?cnica proposta, existe suporte para diversos fabricantes