Orientador: Denis José Schiozer / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-26T09:48:51Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Lamas_LuisFernandodeOliveira_M.pdf: 7621400 bytes, checksum: 2a0dfa71de9030f941d4937ac201a02e (MD5) Previous issue date: 2014 / Resumo: A injeção de polímeros é uma técnica de recuperação melhorada de óleo que consiste da mistura de polímeros à água para aumentar sua viscosidade e diminuir a razão de mobilidade entre o fluido deslocante e o fluido deslocado. A menor razão de mobilidade resulta em um melhor varrido areal e retardamento da irupção do fluido injetado nos poços produtores. O objetivo deste trabalho é estudar o efeito da injeção de polímeros no espaçamento ideal entre os poços pois se a influência for grande, a decisão pela injeção de polímeros deve ser tomada nos primeiros estágios da vida do campo. Para isso, este trabalho compara estratégias selecionadas para injeção de água às selecionadas para injeção de polímeros e realiza um teste com simulações cruzadas, onde polímeros são injetados para a estratégia selecionada para água e água é injetada na estratégia selecionada para polímeros. Os resultados mostram que, para o caso estudado, a diferença entre os espaçamentos dos poços não é muito grande e que o controle dos parâmetros operacionais é suficiente para compensar possíveis vantagens devido a posições diferentes dos poços. Dessa forma, para o exemplo e condições testadas, o campo pode ser desenvolvido considerando injeção de água e a decisão pela injeção de polímeros pode ser tomada nos estágios posteriores da vida do campo / Abstract: The injection of polymers is an improved oil recovery technique which consists on the mixture of polymers to the water to increase its viscosity and reduce the mobility ratio between the displacing and the displaced injection fluids. This smaller mobility ratio results in a better sweep efficience and a delay in the breakthrough time. The objective of this work is to study the effect of the polymer injection in the ideal spacing among the wells once if the influence is important, the decision for injecting polymers should be taken in the earlier stages of the field life. This work consists on the comparison of production strategies considering water and polymer flooding and tests, a crossed simulations, where polymers are injected in the strategy selected for water, and water is injected in the strategy selected for polymers. The results show that for the studied case, the difference among the well spacing for both strategies is not very important, and the control of the operational parameters is enough to compensate possible advantages due to different perforation schemes. It means that the field can be developed considering water injection and the decision for polymer flooding can be taken in the later stages of the field economic life / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Denis José Schiozer / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-23T09:23:53Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Carron_AndreLeite_M.pdf: 8033279 bytes, checksum: a18ba3ff68a3708a51f85eb0d5a69d3c (MD5) Previous issue date: 2013 / Resumo: Quando um campo de petróleo desenvolvido atinge uma ou mais limitações de produção, muitas vezes é necessário considerar o aumento da capacidade de produção, adequando as instalações à nova realidade. Entretanto, antes de tomar a decisão, uma avaliação do comportamento futuro dos poços e consequente revisão de operações são recomendadas. A identificação de como cada um deles contribui para o campo é importante para melhorar a estratégia de explotação. Este trabalho apresenta uma metodologia para melhorar a recuperação de petróleo e indicadores econômicos para campos desenvolvidos, baseada principalmente na integração de modelagem de reservatório e instalações de produção permitindo um melhor equilíbrio de fluidos de produção e injeção. Mapas de qualidade, simulação numérica, identificação de linhas de fluxo e técnicas de otimização foram utilizados para melhorar a estratégia de explotação desses campos de petróleo. Mapas de qualidade são úteis para indicar regiões potenciais e a simulação por linhas de fluxo quantifica a relação entre produtores e injetores. O desempenho dos poços (produtores e injetores) são calculados através da simulação numérica permitindo ordená-los, a fim de aplicar um processo de otimização em que as ações de cada par produtor-injetor são tomadas simultaneamente para acelerar o processo. Foi desenvolvida uma metodologia aplicada a um modelo de reservatório, onde se obteve um maior valor presente líquido, aumento da produção de óleo e gás, juntamente com a menor produção de água. Também foi possível testar a capacidade de produção de água aumentada. A metodologia mostra-se aplicável a reservatórios que operam em cenários de limitações de produção, indicando que o simples aumento da capacidade nem sempre é a única ou a melhor solução, devendo ser colocado num contexto mais amplo. Além disso, a aplicação da metodologia é suficientemente rápida para ser testada de forma contínua na avaliação dos reservatórios desenvolvidos / Abstract: When a developed oil field reaches one or more production constraints, in many cases it is necessary to consider increasing this limit considering updated conditions. Before making the decision, an evaluation of wells future behavior and consequent operation changes are recommended. The identification of how each well is contributing to the field is important to change production strategy and to make better use of facilities. This work shows a methodology to improve oil recovery and economic indicators of developed fields based mainly on the integration of reservoir modeling and production facilities allowing a better balance of production and injection fluids. Quality map, streamlines identification, numerical simulation and optimization techniques were used to improve the production strategy of these oil fields. Quality maps are useful to indicate potential regions and streamline simulation quantifies relation between producers and injectors wells. Wells (producers and injectors) performance are calculated with numerical simulation and used to rank wells in order to apply actions that yield to an optimization process where changes on each producer-injector pair are taken simultaneously to speed up the process. It was developed a methodology which was applied to a reservoir model where it was obtained a higher net present value, oil and gas production along with lower water production; it also allowed testing increased production capacity. The presented methodology is applicable to reservoirs operating under production constraints scenarios, indicating that increasing of capacity is not always the better solution and it should be placed in a broader context of optimization. Furthermore, it is fast enough to be tested continuously in the evaluation of developed reservoirs / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Paulo Roberto Ribeiro / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-23T20:47:21Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Bezerra_EvileneMatias_M.pdf: 21888888 bytes, checksum: a4a5d951f2e84456bcf3994127860284 (MD5) Previous issue date: 2006 / Resumo: Durante a operação de perfuração com fluidos base óleo, particularmente fluidos orgànicos, o entendimento do comportamento da mistura fluido de perfuração e fluido invasor (numa situação de kick) é de suma importância para o controle do poço. Especialmente na situação de um kick de gás, a detecção do influxo e a previsão de pressões no poço e da distribuição de fases (líquida e gasosa) durante a circulação, são bastante dificultadas quando se utilizam fluidos orgânicos. No presente trabalho foram realizados dois estudos: i) modelagem termodinâmica de misturas multicomponentes e ii) modelagem do controle de poço, utilizando-se os resultados referentes ao comportamento de fases de misturas gás-liquido. O modelo termodinâmico se baseou na equação de estado de Peng-Robinson, trabalhando-se com regras de mistura e parâmetros de interação binária através de um método de contribuição de grupo. A validação da modelagem termodinâmica foi feita através da comparação de resultados obtidos com dados da literatura. O modelo para estudo do controle de poços utilizou a modelagem termodinâmica desenvolvida, o que permitiu a previsão de pressões e de volumes no interior do poço, durante a circulação de um kick de metano. O efeito da solubilidade do gás no fluido de perfuração durante detecção e circulação do influxo foi realizada através de uma análise de sensibilidade de parâmetros / Abstract: During drilling operations with oil based fluids, particularly organic fluids. the understanding of the behavior of the invading and drilling fluid (during a kick situation) is a very important issue. Specially in a gas kick occurrence, kick detection. Pressure and volume prediction, as well as phase distribution (liquid and gas) during influx circulation, are more difficult to evaluate when synthetic fluids are applied. ln the present work two studies have were performed: i) thermodynamic modeling of multi-component mixtures; and ii) well control simulation applying the gas-liquid phase behavior results. The thermodynamic model was based in Peng-Robinson EOS, working with mixing rules and binary interaction parameters through a group contribution method. The validation of the thermodynamic modeling was performed by comparison of the computed results with published data for various gas-liquid mixtures The developed well control simulator applied the PVT modeling, what allowed the prediction of wellbore pressure and volumes during the methane kick circulation out of the hole. The study of the effect of gas solubility in the drilling fluid was conducted by a parameter sensitivity analysis / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestra em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Celso Kazuyuki Morooka / Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-24T00:38:15Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Tsukada_RaphaelIssamu_D.pdf: 8094235 bytes, checksum: 003f9b0a99d7b57efcd8ccf12ba266fd (MD5) Previous issue date: 2013 / Resumo: Durante os últimos anos, as Vibrações Induzidas por Vórtices (VIV) foram intensamente estudadas a partir de experimentos com cilindros retos instalados verticalmente ou horizontalmente, que diferem significativamente das tubulações curvas em forma de catenária, encontradas nos risers em catenária. Desta forma, as VIVs para esta configuração de riser ainda são pouco compreendidas. Nesse sentido, neste trabalho é proposto um procedimento para o cálculo das VIVs em riser em catenária no domínio do tempo, utilizando as hipóteses do princípio da independência, que considera que apenas a componente normal da velocidade de correnteza em relação ao eixo do riser é significativa para as VIVs. Uma abordagem semi-empírica é adotada para calcular as forças transversais das VIVs, com base em coeficientes hidrodinâmicos encontrados a partir de experimentos com cilindros rígidos oscilando transversalmente ao escoamento. A frequência das forças de VIV é calculada através da mudança da frequência natural do riser devido à variação da massa adicional com a velocidade reduzida. Uma vez que respostas multi-modais podem ocorrer, um procedimento com base nas observações experimentais de células de desprendimento de vórtices e regiões de power-in são adotadas para determinar os modos de vibração excitados pelas VIVs. Dois experimentos com modelos flexíveis foram analisados. A partir do primeiro experimento verificou-se a validade das considerações do princípio da independência para tubos flexíveis. Já o segundo experimento teve a finalidade de entender o comportamento dinâmico de risers em catenária devido às VIVs, que demonstrou grande influência do comportamento das traveling waves na resposta da estrutura às VIVs. Por fim, o procedimento de cálculo das VIVs foi comparado com resultados experimentais para diferentes configurações e apresentou uma boa concordância. / Abstract: During the last years, the Vortex Induced Vibrations (VIV) were intensively studied from experiments with straight cylinders installed vertically or horizontally, which differ significantly from curved cylinders in catenary shape, found in catenary risers. Thus, for this riser configuration, VIVs are still poorly understood. Accordingly, this thesis proposes a procedure for the calculation of VIVs in catenary riser in the time domain, using the assumptions of the principle of independence, under which only the normal component of the flow velocity relative to the riser axis is significant to VIV. A semiempirical approach is adopted to calculate the transverse forces of VIV based on hydrodynamic coefficients found from experiments with rigid cylinders oscillating transversely to the flow. The frequency of the VIV forces is calculated by changing the natural frequency of the riser due to the variation of added mass in relation to the reduced velocity. Since multi-modal responses can occur, a procedure based on experimental observations of vortex shedding cells and power-in regions are adopted to determine the vibration modes excited by VIV. Two experiments with flexible models were analyzed. From the first experiment, the validity of the considerations of the principle of independence for flexible pipes is verified. The second experiment aimed to understand the dynamic behavior of catenary risers due to VIV, which showed a great influence of traveling wave's behavior in the response of the structure to VIV. Finally, the procedure of calculating VIV was compared with experimental results for different configurations and showed good agreement. / Doutorado / Explotação / Doutor em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Denis José Schiozer / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-20T09:36:33Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Amorim_TiagoCorreadeAraujode_M.pdf: 4242638 bytes, checksum: ee3e013b28b778de1cc0439d48dd044b (MD5) Previous issue date: 2012 / Resumo: Uma análise adequada dos riscos de um estudo de desenvolvimento de um campo de petróleo pode exigir um grande número de simulações de fluxo, o que pode levar a tempo de máquina considerável. Algumas técnicas foram desenvolvidas para reduzir o número de corridas, como o planejamento experimental com superfície de resposta. Um problema geralmente associado a estas técnicas é a menor confiabilidade associada a problemas complexos e a pouca flexibilidade a alterações nas variáveis de incerteza. Uma alternativa é proposta neste trabalho com do uso de modelos de simulação substitutos rápidos que geram resultados semelhantes ao modelo completo. O modelo de simulação substituto tem os mesmos dados que o modelo de simulação de completo, mas a malha de simulação é muito mais grosseira. Os parâmetros da nova malha de simulação são ajustados automaticamente com um algoritmo de otimização numérica, minimizando a diferença entre as respostas dos modelos completo e substituto. Modelos de simulação foram construídos para testar os resultados gerados com a metodologia proposta. Análises de risco foram realizadas com ambos os modelos completo e substituto, e os resultados gerados com os modelos substitutos foram próximos aos dos modelos completos. No geral, o tempo gasto no ajuste do modelo substituto e geração da curva de análise de risco com o mesmo foi menor do que utilizar a técnica de planejamento de experimentos para gerar uma análise de risco do modelo completo / Abstract: An accurate risk analysis for a field development study can demand a large number of flow simulation runs, which can lead to considerable computer time. Some techniques have been developed to reduce the number of runs, such as experimental design with surface response methodology. One problem usually associated with these techniques is the lower reliability associated with complex problems, and small flexibility to changes in the uncertain variables. An alternative is proposed in this work through the use of fast surrogate simulation models that generate results similar to the base model. The surrogate simulation model has the same data as the base simulation model, but the grid is much coarser. The coarse grid parameters are adjusted with a numerical optimization algorithm, minimizing the difference between the responses from the base and the surrogate models. Simulation models were constructed to test the results generated with the proposed surrogate model methodology. Risk analyses were conducted with both surrogate and base models, and the results generated with the surrogate models were close to those with the base models. Overall, the time spent in adjusting the surrogate model and generating a risk analysis with it was smaller than using experimental design to construct a risk analysis with the base model / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientadores: Celso Kazuyuki Morooka, Eugênio Libório Feitoza Fortaleza / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-21T00:36:50Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Shiguemoto_DenisAntonio_M.pdf: 2730769 bytes, checksum: 3e344d27e331583f273c868cd954634f (MD5) Previous issue date: 2012 / Resumo: Descobertas recentes de petróleo em laminas d'água cada vez mais profundas tem motivado o desenvolvimento de novas configurações de sistemas de produção de petróleo. Neste contexto, o Riser Hibrido Auto Sustentável (RHAS) surge como uma alternativa para produção de petróleo em águas ultraprofundas...Observação: O resumo, na íntegra, poderá ser visualizado no texto completo da tese digital / Abstract: Recent discoveries of petroleum in water depths deeper and deeper have motivated the development of new configurations of petroleum production systems. In this context, the Self Standing Hybrid Riser (SSHR) is an alternative to petroleum production in ultra deep waters...Note: The complete abstract is available with the full electronic document / Mestrado / Explotação / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Celso Kazuyuki Morooka / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica, Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-08-03T22:12:37Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Franco_KarinaPereiraMotta_M.pdf: 1553663 bytes, checksum: 57775c8a7e9fd94bfa040f81127ca4d3 (MD5) Previous issue date: 2003 / Resumo: Os investimentos iniciais para o desenvolvimento de campos petrolíferos no mar estão cada vez maiores e as alterações nas tomadas de decisões referentes a um novo projeto estão com menor flexibilidade devido às descobertas de campos localizados em lâminas d¿água cada vez mais profundas. O risco relacionado com o desenvolvimento desses campos é causado pela necessidade de se tomar decisões num ambiente de incertezas, já que as informações relacionadas ao novo projeto mínimas. Com a obtenção das informações relacionadas a um novo campo, o seu desenvolvimento é realizado em diferentes etapas, são elas: planejamento, seleção, execução, operação e abandono. O planejamento se inicia logo após a descoberta de petróleo em uma determinada região (considerando que haja um bom volume de óleo existente) onde vários cenários são projetados para que na próxima etapa possa selecionar uma dessas opções, mas estas seleções podem ser alteradas até que finalmente haja uma definição absoluta de qual cenário deverá entrar em execução. Por último o campo deve ser abandonado após seus anos de vida útil em operação. A presente pesquisa engloba a primeira etapa do desenvolvimento de um campo, ou seja, o planejamento. A dificuldade em escolher um bom sistema marítimo de produção de óleo está ligada a aspectos técnicos, econômicos, ambientais e políticos. O sucesso de um projeto de sistema marítimo de produção depende muito da experiência acumulada pelos engenheiros durante o exercício de suas atividades. Este trabalho propõe um ambiente inteligente para otimizar a escolha dentre alternativas em projeto de sistemas marítimos de produção através do uso do conhecimento especialista sobre processos e procedimentos técnicos e ambientais que envolvem a produção de óleo e gás. Para a modelagem do conhecimento especialista e para o desenvolvimento do sistema inteligente utilizou-se a teoria de conjuntos nebulosos e raciocínio aproximado / Abstract: The initial investments for the development of offshore oilfields are always increasing and the alterations in the taking decision making stage for a new Project are less flexible due to the Discovery of fields located in ultra deep waters. The risk related with the development of these fields is caused by the necessity of making decisions in an environment of uncertainties, since the information related to the new projects is minimum. With the attainment of the information related to a new field, its development is carried out through different stages, namely: planning, selection, execution, operation and abandonment. The planning is initiated soon after the discovery of oil in a determined region (considering that it has a good volume of existing oil) where some scenarios are projected so that in the next stage one of these options can be selected, but these selections can be modified until finally there is an absolute definition of which scenarios will have to enter in execution. Finally the field must be abandoned after years on operation. This work englobes the first stage of the development of a field, that is, the planning. The difficulty in choosing a good offshore oil production system is on the aspects technology, conomic, environment and politics. The success of a design of offshore petroleum production system is highly dependent on the accumulated expertise of engineers during their professional activities. The present work proposes an intelligent system to optimize the selection task among alternatives in designing of offshore production systems through the use of the expert knowledge related to technical and environmental process, and operational procedures involving oil and gas production. Fuzzy sets theory and approximated reasoning are used to model the expert knowledge and to develop the intelligent system here presented / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Antonio Carlos Bannwart / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica e Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-08-04T02:30:45Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Silva_RosivaniadaPaixao_M.pdf: 2594655 bytes, checksum: b6c2b50ec1aafc9b617cd07d018c8efc (MD5) Previous issue date: 2004 / Resumo: O processamento primário dos fluidos na produção do petróleo consiste na separação entre o óleo, gás, água e as impurezas em suspensão, no condicionamento dos hidrocarbonetos para que possam ser transferidos para as refinarias, e no tratamento da água para reutilização ou descarte apropriado. Com a crescente importância de campos de óleos pesados, cuja densidade é mais próxima da água e a viscosidade é da ordem de centenas de vezes a da água, a produção deste óleo e o processamento primário dos fluidos produzidos com as tecnologias usuais tornam-se pouco atraente e muitas vezes inviável. Este trabalho investiga o comportamento da dispersão de água em óleo pesado que pode se transformar em emulsão. Portanto, o estudo sobre o conceito e a classificação das emulsões de água em óleo e de óleo em água e a revisão das principais técnicas para sua geração e separação, visam definir estratégias para a separação eficaz desses fluidos. A partir disso, investiga-se os critérios de projeto de vasos separadores gravitacionais trifásicos, tais como o tempo de retenção, tamanho e velocidade terminal das partículas, enfatizando-se os aspectos físicos da separação. Utilizou-se o software Mathematica??para a modelagem das equações que governam o dimensionamento de vasos separadores horizontais, permitindo-se observar a influência de diversas variáveis nas dimensões do vaso separador / Abstract: The primary processing of the produced fluids from an oil field consists in the separation of oil, gas, water and solids suspensions, in the conditioning of the hydrocarbons for transporting to the refinery, and in the water treatment for reuse or proper disposal. For heavy oils, whose densities are almost the same as water and viscosities about two hundred times higher than water, the production and primary processing with the usual technologies is not attractive and many times unfeasible. This work investigates the behavior of the water dispersion in a heavy oil, that can become an emulsion. The scope of the study of water-in-oil and oil-in-water emulsions and the review of the principal techniques for its generation, leads to strategies to efficiently separate these liquids. Considering the presence of a free gas phase, design criteria for three-phase separator, such as retention time, size and terminal velocity of the particles, emphasizing the physical aspects of separation, are investigated. Mathematica??software was used for solving the equations that rule the design of horizontal separators vases, allowing observation of the influence of several parameters on the separator dimensions / Mestrado / Explotação / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Celso Kazuyuki Morooka / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-22T07:36:07Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Filardo_JuarezGuaraci_M.pdf: 9792292 bytes, checksum: fc41bb8bdaac74a7d5124bbc10c3f37b (MD5) Previous issue date: 2012 / Resumo: Este trabalho apresenta a solução para o problema das empresas de petróleo em determinar os quantitativos ótimos de recursos materiais a serem adquiridos para a construção dos poços de petróleo num ambiente de risco, assegurando o cumprimento das metas plurianuais da empresa. Para isto foi necessário gerar vários cenários de demanda pelos materiais através da simulação estocástica do portfólio, pesquisar os mais variados modelos de inventário para entender o dinamismo existente no processo de levantamento de demanda dos materiais até o seu emprego nos poços, possibilitar representar estes fluxos matematicamente por uma função objetivo com termos de receita e de custos destoando dos processos usuais de tomada de decisão que consideram apenas os custos de aquisição; otimizar a função objetivo característica de cada cenário através do método dos algoritmos genéticos para permitir uma flexibilização no uso de modelos mais complexos de representação da demanda, e no final obter uma função multivariada conjunta construída com o auxílio do método das cópulas a qual o tomador de decisão fará o seu julgamento. O processo acima permitiu construir uma metodologia cuja robustez foi testada para um caso prático de definição do quantitativo ótimo de revestimentos de perfuração a ser adquirido para um portfólio de poços constituído por 596 poços marítimos brasileiros em atividades de perfuração, completação, e restauração, e 60 sondas de perfuração com trabalhos simultâneos, intervalo de planejamento de um ano e poços possuindo as mesmas características de projeto do pré-sal. A decisão sobre o quantitativo ideal conforme o risco da empresa foi conseguido facilmente analisando-se as curvas de nível da função multivariada conjunta, que para o caso prático do pré-sal e considerando confiança nos dados de 73%, o quantitativo de revestimento ótimo foi de 140.000 m, caso fosse analisado sem considerar os riscos o quantitativo seria de 145.000 m, indicando que o tomador de decisão tradicional foi conservador e tenderia encarecer o processo. Outra conclusão importante foi que os pontos ótimos situaram-se num intervalo de tempo anterior ao do final do planejamento indicando ter sido vantajoso admitir a falta do revestimento e não construir o poço a partir deste ponto, o que possibilitou também verificar o quão consistente foi o sequenciamento dos poços do portfólio / Abstract: This thesis presents a solution for the problem of oil companies to determine the optimal quantity of material resources to be acquired for the construction of oil wells in a risky environment and assuring the company multiannual goals. In order to achieve that it was necessary to generate various scenarios of materials demand by stochastic simulation of the portfolio, researching the most varied inventory models to understand the existing dynamics in the process of raising materials demand up to their use in the wells, and make possible the representation of these flows mathematically by an objective function in terms of revenue and costs, diverging from the usual decision making processes that consider only the acquisition costs . The characteristic objective function of each scene was optimized by the genetic algorithms method to allow greater flexibility in the use of more complex models to represent the demand by the end of the process is obtained a joint multivariate function built with the aid of the method of copulas and whose decision maker will make their judgment. The above process allowed us to provide a methodology whose robustness has been tested for a practical case of defining the optimum quantity of drilling casings to be acquired for a wells portfolio, consisting of 596 wells in Brazilian offshore drilling, completion, and restore and 60 drilling rigs with simultaneous work, one year for range of planning and wells having the same design features of the sub-salt environment. The decision about the ideal amount considering the company's risk was easily accomplished by analyzing the joint multivariate function contour, to the studied practical case and considering 73% of confidence in the data, the optimum quantity was 140,000 m, if analyzed without considering the risks the quantity would be 145,000 m, indicating that the decision maker was traditionally conservative and would tend to become the process more expensive. Another important conclusion was that the optimal points were located in a time prior to the end of the plan, indicating it was advantageous to allow the lack of the casing and not to build the well from that point, it also allowed to check how consistent the wells portfolio scheduling was / Mestrado / Explotação / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Rosângela Barros Zanoni Lopes Moreno / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-27T15:00:23Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Sanches_KemilyKeikoMiyaji_M.pdf: 15016806 bytes, checksum: b9dd5797d6a29bdbb7049d48dff1e196 (MD5) Previous issue date: 2014 / Resumo: A grande dependência da sociedade por produtos feitos a partir do petróleo e seus derivados, bem como seu preço elevado, motivam o estudo e o desenvolvimento de métodos de recuperação avançada. Estes métodos viabilizam explotar o maior volume possível de petróleo de forma contínua e por mais tempo. Os métodos de recuperação avançada de petróleo podem ser classificados como miscíveis, térmicos e químicos. A injeção de polímero é um método químico, onde polímero é adicionado à água de injeção com o objetivo de aumentar sua viscosidade e, consequentemente, reduzir a razão de mobilidade e aumentar a eficiência de varrido. Entretanto, este processo não é aplicável a qualquer caso, sendo necessário o uso de métodos de seleção e descarte, além de uma atenção especial para que suas propriedades não sejam degradadas durante a aplicação do método. Este trabalho apresenta uma análise da recuperação de petróleo por injeção de água alternada com banco de polímero (WAP) em comparação com a injeção contínua de água (WF) através da utilização de um simulador comercial. Além disso, foram analisadas variações em relação ao volume de solução polimérica injetada, ao instante de início da injeção de polímero, às curvas de permeabilidade relativa, à viscosidade da solução polimérica, bem como, às saturações de óleo residual e inicial de água, a fim de verificar os efeitos na recuperação de óleo. O estudo de modelos de reservatório em escala laboratorial é realizado como uma primeira e simplificada análise de seu potencial de recuperação de petróleo. A escala laboratorial permite uma análise mais detalhada do comportamento dos fluidos dentro do modelo, além de admitir a realização de testes para posterior aplicação no modelo real. Assim, foi realizado o estudo em escala laboratorial, para um modelo homogêneo, três modelos com heterogeneidades horizontais e dois modelos com heterogeneidades verticais. Posteriormente, o modelo homogêneo foi utilizado para uma análise de aumento de escala, a fim de verificar se os modelos estão bem representados. E em seguida foi realizada uma análise econômica. Entre os resultados observados, pode-se mencionar que: quanto maiores os bancos de solução polimérica injetados, maiores foram os volumes de óleo produzido, porém com menores volumes de óleo produzido por massa de polímero; a antecipação na injeção da solução polimérica gera uma antecipação na produção; o uso de soluções com polímero mais viscosas reduz o valor da razão de mobilidade e aumenta a produção de óleo, entretanto demanda pressões de injeção mais elevadas; quanto menor é o valor da permeabilidade relativa à água na saturação de óleo residual, maior é o ganho de produção de óleo, uma vez que o valor da razão de mobilidade é menor; quanto menores forem as saturações de óleo residual e de água inicial, maior é a recuperação, uma vez que a quantidade de óleo móvel é maior. Os melhores resultados em relação à recuperação de óleo foram obtidos pelos modelos heterogêneos verticais em comparação com o modelo homogêneo e heterogêneos horizontais. E o modelo em escala de campo demonstrou estar muito bem representado, sem divergência de valores em relação ao modelo em escala laboratorial / Abstract: The significant dependence of society for products made from petroleum and its derivatives, as well as its high price, motivate the study and the development of advanced recovery methods. This methods enable the exploitation of the largest possible volume of oil continuously and longer. The enhanced oil recovery methods can be classified as miscible, thermal and chemical methods. The polymer injection is a chemical process, where polymer is added to the injection water aiming increase its viscosity, consequently reducing the water-oil mobility ratio and increasing the sweep efficiency. However, this process does not apply to any case, requiring the use of screening criteria, and particular attention to that their properties are not degraded during the application of the recovery. This paper presents an analysis of oil recovery by water injection alternated with a polymer slug (WAP) compared to the continuous water flooding (WF) with the use of a commercial simulator. Moreover, variations in the slug size of the injected polymer solution, injection starting time of the polymer slug, relative permeability curves, polymer viscosity, residual oil and initial water saturation were carried out to determine the effects on oil recovery. The study of reservoir models in laboratory scale is made on a first and simplified analysis of their oil recovery potential. The laboratory scale allows a more detailed discussion of fluid behavior inside the model, and admits to testing for further application in the real model. Thus, the study was conducted in laboratory scale, for one homogeneous model, three models with horizontal heterogeneities and two models with vertical heterogeneities. Subsequently, the homogeneous model was used for analysis of size increase in order to ascertain whether templates are well represented. And then an economic analysis was performed. Among the results, it can be mentioned that: larger slugs of polymer solution lead to larger volumes of produced oil, however with decreasing amounts of produced oil per mass of polymer; the anticipation on the injection of the polymer solution leads to an anticipation in oil production; the use of higher viscous polymer solutions lead to lower value of the mobility ratio and higher oil production, however requires higher injection pressures; lower values of relative permeability to water at residual oil saturation lead to large difference on relative gain of oil production once the final mobility ratio is lower; lower residual oil and initial water saturation leads to a high oil recovery, mainly as consequence of the greater amount of mobile oil. The best results for oil recovery were obtained by vertical heterogeneous models compared to the homogeneous model and horizontal heterogeneous. And the model in field scale proved to be well represented, without deviation values relative to the model in laboratory scale / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestra em Ciências e Engenharia de Petróleo