Orientador: Osvair Vidal Trevisan / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica e Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-08-12T11:42:33Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Moreira_RichardDouglasRibeiro_M.pdf: 5216671 bytes, checksum: f2bb159b2f1d91175972a75a6c43e44c (MD5) Previous issue date: 2006 / Resumo: A injeção de vapor auxiliada por drenagem gravitacional em poço único, denominada SWSAGD (Single Well Steam Assisted Gravity Drainage), é um processo de recuperação terciária desenvolvido com um único poço horizontal. Foram estudadas diversas estratégias, através de simulação numérica, visando a aplicação desta técnica com dados pertinentes a um campo da bacia do Espírito Santo. As estratégias têm diferentes opções como a injeção cíclica prévia e a colocação de obturadores no poço produtor. O desempenho do processo de recuperação para as diferentes estratégias é comparado sempre com aquele obtido para o processo do Dual Well - SAGD para as mesmas condições. São feitas também comparações com a produção primária por poço horizontal e entre as diversas estratégias geradas. A influência de alguns parâmetros - comprimento e posição entre poços, zona de injeção e produção - são apresentados. Com todas estas estratégias de melhoria para o processo SW-SAGD, alcança-se um processo com recuperação maior que os resultados decorrentes do SAGD tradicional com dois poços. / Abstract: The Single Well Steam Assisted Gravity Drainage (SW-SAGD) is a tertiary recovery process developed with an single horizontal well. The objective of this research is to study, with numerical simulation, the application of the SW-SAGD technique to a field dates located in the Espírito Santo Basin. Several strategies were studied for this process using previous cyclic injection and packers. The strategies improved the horizontal well production and enhanced the oil recovery. Comparisons are made along the study between the performance of oil recovery for the developed strategies and the performance of the DW-SAGD at the same operating and field conditions. Comparisons with the primary recovery using horizontal wells and between the strategies were used to improve and choose the best options. The influence of some parameters - length and position between wells, injection and production zones - are presented. As a result of all the improvement, a new strategy for the SW-SAGD process is reached, providing an oil recovery higher than from the DW-SAGD. / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Saul Barisnik Suslick / Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica e Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-08-12T11:55:27Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Gaspar_AnaTeresaFerreiradaSilva_D.pdf: 2070944 bytes, checksum: abd840647c52a6c6cf1fc318f0e0a772 (MD5) Previous issue date: 2007 / Resumo: Esta tese apresenta um estudo da viabilidade técnica e econômica da Recuperação Avançada de Óleo (EOR) em um pequeno projeto localizado em um campo maduro no Brasil. O estudo considera duas motivações importantes e complementares: (1) a recuperação avançada de óleo por meio da injeção de CO2 - o gás desloca o óleo residual deixado no local após a produção primária e injeção secundária de água (waterflooding); (2) o armazenamento deste gás no reservatório de óleo e, conseqüente contribuição para a mitigação de emissões de CO2. Os aspectos físicos deste projeto são descritos e um modelo de simulação dinâmica foi desenvolvido para modelar o comportamento do sistema seqüestro de CO2 - EOR ao longo do tempo. Este modelo leva em conta os requisitos de energia para todo o processo de seqüestro de CO2 e suas respectivas emissões inerentes ao processo. Adicionalmente, uma metodologia é proposta para estimar os principais determinantes financeiros do projeto de seqüestro de CO2 (custos de compra do CO2, compressão, transporte e armazenamento) por meio de EOR. A avaliação do projeto é derivada de um modelo de fluxo de caixa, levando-se em conta o perfil de produção do reservatório, preço, custos de capital (CAPEX), custos operacionais (OPEX), créditos de CO2, depreciação, premissas fiscais etc. Um estudo de análise de sensibilidade é realizado para identificar as variáveis mais críticas. A viabilidade econômica do projeto, como esperado, é muito sensível ao preço do óleo, produção de óleo e CAPEX. Além disso, há a contribuição para a mitigação do gás de efeito estufa (GEE), armazenando uma quantidade significativa de CO2 no reservatório onde pode permanecer por milhares de anos. / Abstract: This thesis presents a technical and economic feasibility study for CO2 EOR in a small project located in a mature oilfield in Brazil. The present study considers two important and complementary motivations: (1) EOR - CO2 displaces residual oil left in place after primary production and secondary water flooding; (2) storage of this gas in the oil reservoir and hence, contributing to mitigate CO2 emissions. The physical aspects of this project are described and a dynamic simulation model has been developed in order to model the behavior of the CO2 Sequestration - EOR system and its emissions due to the process over time. This model takes into account the energy requirements for the whole CO2 sequestration process. Additionally, a breakdown cost methodology is proposed in order to estimate the main financial determinants of the integrated EOR with CO2 sequestration (costs of CO2 purchase, compression, transportation and storage). Project evaluation is derived from a cash flow model, regarding reservoir production profile, price and costs, capital expenditures (CAPEX), operating expenditures (OPEX), carbon credits, depreciation time, fiscal assumptions etc. A sensitivity analysis study is carried out in order to identify the most critical variables. Project feasibility, as expected, is found to be very sensitive to oil price, oil production, and CAPEX. Moreover, there is the contribution from the mitigation of the Green House Gas (GHG) by storing a significant amount of CO2 in the reservoir where it can remain for thousands of years. / Doutorado / Reservatórios e Gestão / Doutor 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 2018-08-26T04:25:15Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Goncalves_MaiaraMoreira_M.pdf: 2713085 bytes, checksum: 084d81696889df2f638780ba891370e3 (MD5) Previous issue date: 2014 / Resumo: O desenvolvimento de um sistema marítimo de produção de petróleo corresponde a um conjunto de equipamentos para viabilizar a extração de petróleo e gás, a partir de um reservatório de petróleo. Para uma melhor compreensão do processo, a definição deste sistema de produção pode ser dividida em fases. Fase I corresponde à seleção do número de poços e tipo do poço. Então, seguindo trabalhos anteriores (FRANCO, 2003), na Fase II, o arranjo de poços e a Unidade Estacionária de Produção (UEP) são selecionados. E, na Fase III, a alternativa para o armazenamento e escoamento de óleo e gás produzidos é escolhida. O presente trabalho tem como objetivo identificar os impactos ambientais associados com cada componente de um sistema marítimo de produção de óleo e gás, e quantificar cada um deles por meio de índices. É esperado que esta ferramenta irá apoiar os tomadores de decisão ao selecionarem o sistema que melhor se ajuste a um determinado campo marítimo de petróleo. A crescente necessidade de petróleo na matriz energética do Brasil, concomitante com a preocupação da sociedade em manter o meio ambiente limpo, torna a inclusão de um índice relacionado com o meio ambiente uma importante contribuição para melhorar o processo de seleção e decisão sobre o sistema marítimo de produção e sua inclusão, além dos índices técnicos e tecnológicos geralmente usados em tal processo. Particularmente, será fundamental para a produção de petróleo em condições adversas do cenário pré-sal, que está localizado em lâminas d¿água cada vez mais profundas. A metodologia proposta segue um procedimento semelhante à avaliação dos impactos ambientais através da utilização do Índice de Sensibilidade Ambiental (ISA) e do uso de matriz de impacto (NOAA, 1997; PATIN, 1999; MARIANO; LA ROVERE, 2006). Para a estimativa dos impactos ambientais, foi definido o ISA da área a ser desenvolvida, e foi construída uma matriz de impacto com base nas atividades envolvidas na instalação de plataforma, fase operacional e descomissionamento de uma UEP e os elementos do meio ambiente. Portanto, essa abordagem sistemática e estruturada permitiu incorporar ao processo de seleção do sistema marítimo de produção para um campo de óleo e gás, a seleção da melhor alternativa, que combina as melhores características técnicas e tecnológicas com os melhores aspectos do ambiente / Abstract: The development of an offshore petroleum production system corresponds to define a set of equipment to make possible oil and gas extraction from an underwater petroleum reservoir. To better comprehension of the process, definition of this production system can be divided into phases. Phase I corresponds to the selection of number of wells and type of the well. Then, following the previous work (FRANCO, 2003), in the Phase II, the layout arrangement of wells and the set of the stationary Floating Production Unit (FPU) are selected. And, in the Phase III, storage and offloading alternatives for the produced oil and gas are selected. The present paper aims to identify environmental impacts associated with the each component of an offshore system for oil and gas production, and quantify each of them through indexes. It is expected to support the decision makers to select the best fitted system for a given offshore petroleum field. The increasing needs of petroleum to fulfill the energy matrix demanded in Brazil, the growing concern of the society for keeping the environment clean and the inclusion of an index related to the environment besides the technical and technological indexes usually taken makes it an important contribution to improve the process for selection and decision about the offshore production system. Particularly, it will be fundamental in the adverse condition of the Pre-salt scenario of petroleum production, in ultra-deep water depth and oil and gas with more aggressive contaminants to the system. The proposed methodology follows a similar procedure for the assessment of environmental impacts through the use of environmental sensitivity index (ESI) and the use of impact matrix (NOAA, 1997; PATIN, 1999; MARIANO; LA ROVERE, 2006). For the estimation of environmental impacts, it was defined the ESI of the area to be developed, and it was constructed an impact matrix based on the activities involved in the installation of platform, operational phase and decommissioning of a FPU and the elements from environment. Therefore, this systematic and structured approach allowed incorporating to the process of selection of the offshore production system for an oil and gas field the selection of alternative which combines the best technical and technological characteristics with better aspects from the environment / Mestrado / Explotação / Mestra em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Antonio Carlos Bannwart / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-23T09:29:35Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Daun_LeandroGalvao_M.pdf: 5084421 bytes, checksum: 56e4661dc939fdef8c0383b09f63721f (MD5) Previous issue date: 2013 / Resumo: Os desafios tecnológicos na produção de petróleo e gás têm aumentado consideravelmente nos últimos anos devido à busca por segurança, redução de custos e otimização da produção, como indicado pelo grande número de estudos sobre a garantia de escoamento. Uma grande preocupação está relacionada ao escoamento multifásico em equipamentos submarinos, onde podem ocorrer diferentes padrões de escoamento e fenômenos termo-fluido-dinâmicos. O presente trabalho tem por objetivo avaliar experimentalmente possíveis fenômenos de garantia de escoamento na entrada de um Sistema de Bombeio Centrifugo Submerso em Skid (S-BCSS), como o instalado no campo de Espadarte na costa brasileira. A atenção foi dada a possíveis sinais de surging da BCS, devido à presença de gás na fase líquida e mudança na orientação do escoamento a partir da horizontal para a vertical descendente, a montante da entrada da bomba. As condições de transição entre os padrões de escoamento "bolhas dispersas" e "intermitente" foram investigados em uma linha experimental com configuração do tipo U horizontal com braços superior, inferior e curvas de 90 graus. A tubulação da linha possui diâmetro interno de 60 milímetros e comprimento total de 32 metros, sendo testada com ar e água em uma ampla gama de composições de mistura permitindo a comparação com mapas de fluxo horizontal e vertical descendente encontrados na literatura. O comportamento dos limites de padrões de escoamento foi experimentalmente avaliado, indicando possibilidades de acumulo de gás na curva superior devido à mudança de padrão "bolhas dispersas" para "intermitente" quando há alterações de orientação do escoamento horizontal para vertical descendente. A existência de uma velocidade mínima da mistura capaz de assegurar o arrasto das bolhas pelo líquido foi também investigada. Diferentes correlações para a velocidade de deslizamento e parâmetro de distribuição foram testadas para o cálculo da fração de vazio. Isto foi realizado através da obtenção da velocidade média do gás local, por meio da obtenção de imagens em alta velocidade seguido de um processamento digital das mesmas. A fração de vazio foi calculada a partir da relação entre as velocidades superficiais e locais do gás. Através da comparação entre 2124 pontos experimentais, foi possível obter as melhores correlações de fração de vazio para diferentes intervalos, resultando na obtenção de diferentes valores de velocidades mínimas de mistura / Abstract: The technological challenges in the oil and gas production have increased considerably in recent years due to the search for safety, cost reduction and production optimization, as indicated by the large number of studies on flow assurance. One major concern is the multiphase flow in subsea equipment where different flow patterns and thermo-fluid-dynamic phenomena may occur. The present work is aimed at evaluating experimentally possible flow assurance phenomena at the inlet of a Subsea Skided ESP (mudline ESP) such as one installed at Espadarte field offshore Brazil. Attention was paid to possible surging of the pump due to the presence of gas bubbles within the liquid and change in flow orientation from horizontal to vertical downward upstream the ESP intake. First, the conditions at the transition between dispersed bubbles and intermittent flow were investigated in a horizontal U-type tube with top and down arms and 90-degree bends. A flow circuit of 60mm i.d. size and 32m was built and tested using air and water in a wide range of mixture compositions, allowing comparisons with horizontal and downward flow maps found in the literature. The behavior of flow pattern boundaries was experimentally evaluated and indicated no possibility of gas accumulation on the upper bend due when the flow pattern changes from dispersed bubbles to intermittent as the flow orientation changes from horizontal to downward. The requirement of a minimum mixture velocity capable of ensuring enough drag of the bubbles by the liquid was also investigated. Several different correlations for drift velocity and distribution parameter were tested for calculation of the void fraction. This was achieved by measuring the local average gas velocity using a high speed imaging and digital image processing. The void fraction was calculated from the ratio between superficial and local gas velocities. From comparison with 2,124 data points, the best void fraction correlation for each range was determined, from which reliable values for the minimum mixture velocity were determined / Mestrado / Explotação / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Philippe Remy Bernard Devloo / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Civil, Arquitetura e Urbanismo / Made available in DSpace on 2018-08-19T19:01:38Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Santos_ThiagoDiasdos_M.pdf: 3063221 bytes, checksum: 5d64512942a835687c68946975bc53ef (MD5) Previous issue date: 2012 / Resumo: No presente trabalho, desenvolveu-se uma biblioteca para geração de redes neurais artificiais (NeuralLib) e aplicou-se a mesma para aproximação do acoplamento de escoamento em poços horizontais com reservatório. A biblioteca NeuralLib foi desenvolvida em linguagem C++. A arquitetura de rede gerada e utilizada foi a Multilayer Perceptron (MLP) com uma única camada oculta. Optouse em gerar 3 arquiteturas com diferentes números de neurônios ocultos com objetivo de analisar o comportamento das MLPs. O algoritmo de treinamento adotado foi o de retropropagação ou backpropagation. A rede neural foi utilizada para mapear o fluxo do reservatório tridimensional para o poço horizontal. O escoamento no poço é simulado utilizando leis constitutivas turbulentas e laminares. Foi elaborada uma técnica para gerar os conjuntos de padrões para o processo de treinamento das MLPs, utilizando para tal as curvas de fluxo do reservatório para o poço provenientes de um modelo tridimensional. As MLPs treinadas foram utilizadas na resolução de um modelo unidimensional fornecendo valores de um parâmetro de fluxo do reservatório. Nesse processo, o modelo unidimensional produziu curvas de fluxo no poço semelhantes aos gerados pelo modelo tridimensional. Os resultados são avaliados com relação ao processo de treinamento das MLPs e com relação às curvas de fluxo e vazão total de produção dos poços / Abstract: In this work, an object-oriented library was developed which implements neural networks (Neural- Lib). The library was used to model the coupling of the fluid flow in a three-dimensional reservoir with a one-dimensional well model. The architecture of the neural network is the Multilayer Perceptron (MLP) with a single hidden layer. Three different architectures with varying number of hidden neurons were tested to evaluate the behaviour of the MLP. The backpropagation algorithm was used to train the network. The neural network was applied to estimate the mass flux from a three dimensional reservoir to a horizontal well. The fluid flow in the horizontal well uses laminar and turbulent constitutive models. A technique was developed to generate a set of patterns which were used to train the MLP's. The MLP's output data is a function which represents the mass flux from the reservoir to the one dimensional well. Using the mass flux function, the pressure function in the horizontal well and well flux were very close to the pressure and flux computed using the three dimensional model. The effectiveness of the neural network was evaluated by comparing cases which were not included in the original training set / Mestrado / Estruturas / Mestre em Engenharia Civil

Orientador: Antonio Carlos Bannwart / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica / Made available in DSpace on 2018-08-19T20:45:05Z (GMT). No. of bitstreams: 1 MonteVerde_William_M.pdf: 4763246 bytes, checksum: d71320f12abcec340b449d80b2466a83 (MD5) Previous issue date: 2011 / Resumo: A utilização de bombas centrífugas submersas (BCS) operando com a mistura gás-líquido é comum na indústria de petróleo. Para elevadas vazões de líquido e baixas frações de gás o desempenho da bomba é similar ao escoamento monofásico. No entanto, uma degradação severa no desempenho é observada para elevadas frações de gás. A presença de gás livre no escoamento causa instabilidades na curva de ganho de pressão versus vazão. A curva passa a exibir um ponto de máximo, conhecido como ponto de 'surging', sendo que para vazões abaixo desse ponto, ocorre uma acentuada queda no ganho de pressão e, portanto, na capacidade de bombeamento. O aumento da vazão de gás pode causar o bloqueio da área disponível ao escoamento no rotor da bomba, fazendo com que a vazão seja nula, fenômeno conhecido como 'gas locking'. Portanto, o conhecimento das condições operacionais onde ocorre o surging é de fundamental importância para a operação adequada da bomba. O objetivo deste trabalho é obter as curvas de desempenho (elevação, potência e rendimento) de BCS operando com misturas gás-líquido. Com esse propósito as curvas característica de um protótipo de BCS foram determinadas utilizando a mistura água-ar, com frações volumétricas de gás entre 0 e 10% em diferentes rotações, pressões de sucção e vazões de líquido. O protótipo de BCS foi desenvolvido a partir de uma bomba convencional permitindo a visualização do escoamento no interior da bomba. Um manuseador de gás também foi testado buscando determinar suas características operacionais. Os ensaios foram realizados em uma bancada de testes, onde foram medidas os parâmetros do escoamento (vazões de ar e água, pressão e temperatura na entrada e saída da bomba) e parâmetros mecânicos (torque de velocidade de rotação). Uma severa degradação no desempenho, e consequentemente no rendimento da bomba foram observados devido à presença de gás no escoamento. Os fenômenos de surging e gas locking também foram observados durante os testes. A velocidade de rotação e a pressão de sucção influenciaram a fração volumétrica onde o surging ocorre. O aumento da velocidade de rotação e da pressão de sucção desloca a fração volumétrica critica de gás para valores mais elevados, aumentando a faixa operacional da bomba / Abstract: The use of electrical submersible pumps (ESP) under gas-liquid flow is very common in the oil industry. At constant liquid flow rate a dramatic degradation on pump head is observed as gas flow rate increases. Natural instabilities of two-phase flow may cause the centrifugal pump to surge at rather low gas void fraction (GVF), as evidenced by a critical point in the pressure gain x flow rate curve, a phenomenon referenced as 'surging point'. Further increase in GVF may cause the gas to fill most of the pump impeller, making the liquid flow rate to decrease down to zero, a phenomenon known as 'gas locking'. Therefore, knowledge of the conditions for which the pump starts to surge is of utmost importance and can only be understood through experimental investigation. The goal of this work is to present the experimental ESP performance curves (head, brake horsepower and efficiency) when operating with gas-liquid mixtures. For that purpose the characteristic curves were determined for one prototype of ESP, operating with water and two-phase air-water mixtures with GVF ranging from 0 to 10 % at different rotational speed, intake pressure and liquid flow rate. The ESP prototype is designed to make possible the flow visualization inside the pump. The performance of a gas handler was also tested in order to determine their operational characteristics. Tests were carried out on an ESP testing bench, where flow parameters (air and water flow rates, pressure and temperature at the inlet and outlet of the pump) and mechanical parameters (shaft torque and speed) were measured. A significant decrease in pump head, and consequently in pump efficiency, was observed as the air fraction was increased. Phenomena like surging and gas locking were observed during these tests. The rotational speed and intake pressure affect the critical GVF at the surging conditions. Increasing the rotational speed and intake pressure moves de critical GVF to higher values extending the operational range the ESP / Mestrado / Explotação / Mestre em Engenharia de Petróleo

Orientadores: José Ricardo Pelaquim Mendes, Kazuo Miura / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-21T13:11:36Z (GMT). No. of bitstreams: 1 DaFonseca_TiagoCardoso_M.pdf: 2105397 bytes, checksum: 938187b300de7b315fa5e2dcca4fef13 (MD5) Previous issue date: 2012 / Resumo: Integridade de poço pode ser entendida como sua capacidade de evitar vazamentos para o meio ambiente e é uma importante característica de um poço de petróleo. Uma das formas de evitar vazamentos durante a fase de produção é realizar intervenções de manutenção que conservem os poços em situações seguras e com barreiras de segurança sobressalentes. A previsão de custos relativos às intervenções para manutenção deve ser levada em conta nas fases iniciais dos projetos de Desenvolvimento da Produção, quando se planeja e se avalia técnica e economicamente a campanha de construção de poços. Este trabalho apresenta uma metodologia para análise de integridade de poços de Desenvolvimento da Produção que considera a existência de estados intermediários, onde não há perda de integridade, mas o sistema poço encontra-se degradado, fundamentando-se nos conceitos de Conjuntos Solidários de Barreiras (CSB) propostos por Miura (2004) e em técnicas de Engenharia de Confiabilidade. A metodologia pode ser utilizada na previsão de recursos para as intervenções de manutenção de uma campanha de construção e operação de poços. Através do tempo esperado para falha de cada um dos CSB presentes na configuração de completação é possível se estimar quando o estado de integridade do poço passará a depender de um único Conjunto Solidário de Barreiras e qual a expectativa para que haja vazamento (ausência de CSB) / Abstract: Well integrity may be defined as its capability to prevent leaks to the environment and is therefore a very important feature for oil and gas wells. One way to avoid leaks during the well operation is to perform maintenance interventions, seeking to keep redundancy in the well's safety barriers. Cost assessment regarding the wells maintenance interventions shall be done during the initial phases of the Production Development project, when the wells construction campaign is both technically and economically evaluated. This work presents a methodology for petroleum wells integrity analysis considering the existence of intermediate stages, when the integrity has not been lost but the well is considered to be in a degraded status. The method is based on the Barrier Integrated Sets (BIS), proposed by Miura (2004, in Portuguese) and described by Miura et al. (2006 [1]), and on Reliability Engineering techniques. The methodology may be used for maintenance interventions resource assessment considering a well construction campaign. Through the computation of the mean time to failure of each BIS identified in the completion configuration it is possible to estimate when the well is in a degraded status, relying in a single Barrier Integrated Set and well the well is expected to leak (no BIS) / Mestrado / Explotação / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Submitted by Marcia Silva (marcia@latec.uff.br) on 2017-04-04T19:41:31Z No. of bitstreams: 1 Dissert Plinio de Melo Alves.pdf: 5439128 bytes, checksum: ed523a38de8977df17e89facf367e578 (MD5) / Approved for entry into archive by Biblioteca da Escola de Engenharia (bee@ndc.uff.br) on 2017-05-15T12:34:10Z (GMT) No. of bitstreams: 1 Dissert Plinio de Melo Alves.pdf: 5439128 bytes, checksum: ed523a38de8977df17e89facf367e578 (MD5) / Made available in DSpace on 2017-05-15T12:34:10Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Dissert Plinio de Melo Alves.pdf: 5439128 bytes, checksum: ed523a38de8977df17e89facf367e578 (MD5) Previous issue date: 2016 / O Gerenciamento de Portfólio tem sido aplicado há mais de 60 anos em alguns setores focados em investimentos financeiros. A utilização da metodologia expandiu anos depois para otimização do uso de recursos na implementação e Gestão do Produto e de Projetos. Dentro deste conceito, este trabalho de pesquisa tem por objetivo contribuir com a literatura atual e incluir o Gerenciamento de Portfólio de Projetos (GPP) na agenda empresarial, propondo um método de gestão para integração e gerenciamento de um portfólio de projetos de engenharia offshore na indústria de óleo e gás, numa multinacional brasileira contratada por uma multinacional norueguesa (o cliente). A metodologia utilizada é a pesquisa-ação. Adicionalmente, a pesquisa visa caracterizar as particularidades do GPP no contexto offshore como fatores que influenciam a forma de gerenciar o portfólio. Para tanto, foi necessário identificar na bibliografia de GPP os possíveis componentes a serem utilizados no contexto offshore. Para atingir o objetivo da pesquisa, foi implementado um modelo de gestão para avaliar suas potencialidades e limitações de aplicação, representando contribuições para o ambiente acadêmico, pela proposição de mais uma opção de modelo de GPP e empresarial, pela demonstração da implementação do método em um caso prático / Portfolio Management has been applied for about 60 years in some sectors focused on financial investments. The methodology application has increased some years later for resource usage optimizing on Implementing and Management for Products and Projects. Within this concept, the research focuses on contribution to the current bibliography and add in Project Portfolio Management (PPM) in entrepreneurial agenda, proposing a method for an Offshore Engineering Project Portfolio integration and management at oil and gas industry in a Brazilian multinational company, contracted by a Norwegian multinational company (the customer). The methodology used was action-research. In addition, the research aims to describe the particularities of Engineering PPM into offshore context, like factors that affect the way to manage the portfolio. For this purpose it was necessary identify in PPM theoretical framework the possible components to be used in offshore context. To achieve the research target, it was implemented the management system to evaluate their potentialities and application limitations, which contributes to academic environment, by presenting another option of PPM template and corporate, by showing a practice implementation

Orientador: Osvair Vidal Trevisa / Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-28T00:16:54Z (GMT). No. of bitstreams: 1 MercadoSierra_DianaPatricia_D.pdf: 5821830 bytes, checksum: 86d0611dd821cb67544d7463dfed3a39 (MD5) Previous issue date: 2015 / Resumo: A combustão in-situ é um processo multiescala, multifísico que envolve simultaneamente o escoamento de fluidos no meio poroso, o equilíbrio de fases e a cinética das reações químicas. A simulação desse processo tem alcançado um elevado grau de desenvolvimento, no entanto, mecanismos básicos ainda são representados de maneira incompleta, impondo inúmeros desafios na modelagem. A dificuldade de modelar fenômenos relacionados com a combustão tem a ver com a representação do efeito da frente de combustão e a modelagem do consumo de combustível. Na combustão in-situ as reações químicas acontecem em uma zona delgada de menos de um metro de espessura, que é pequena quando comparada com a escala do reservatório de centenas ou milhares de metros. Na simulação na escala de campo, o uso de células de tamanho maior do que a zona de reação leva a erros na distribuição da temperatura. Consequentemente, a velocidade das reações não pode ser bem representada. De outro lado, os simuladores não permitem controlar a ocorrência das reações a partir da energia de ativação. Como resultado, o início das reações se torna independente da temperatura. O objetivo desta tese é desenvolver um modelo pseudocinético para a simulação numérica da combustão in-situ na escala de campo. Com o modelo pseudocinético pretende-se representar os fenômenos na zona de combustão, reduzindo o efeito do tamanho de célula. O trabalho foi desenvolvido em etapas. Primeiro foram estabelecidas as condições que o simulador deveria atender e definida a estratégia de abordagem, que foi a de desenvolver um modelo pseudocinético. Depois foi definida a metodologia de obtenção do modelo pseudocinético. Após o modelo pseudocinético concluído, este foi utilizado para a simulação de um campo de óleo pesado brasileiro submetido à combustão in-situ. O modelo pseudocinético proposto consiste em expressar a energia de ativação das reações em função da temperatura. Através do modelo, é possível restringir a ocorrência da reação de craqueamento, de modo que o início da formação do coque aconteça somente para temperaturas acima dos valores observados na zona de craqueamento. Note-se que neste cenário a quantidade de coque depositado pode ser modelada usando a reação de craqueamento, o que se constitui numa das principais contribuições do trabalho. O modelo permite manter a dependência da taxa de reação com a temperatura mediante o uso de valores de energia de ativação apropriados. Além disso, consegue-se reduzir o efeito da distribuição de temperatura mediante o controle da taxa de reação em função dos valores médios de temperatura observados nas células do modelo de simulação na escala de campo. Na simulação do piloto de combustão in-situ, o modelo pseudocinético foi obtido do ajuste progressivo dos parâmetros cinéticos das reações químicas, partindo da simulação do processo na escala de laboratório até a escala de campo. Os dados experimentais utilizados na simulação na escala de laboratório foram obtidos de um ensaio em tubo de combustão seca realizado no Laboratório de Métodos Térmicos de Recuperação do Departamento de Energia da UNICAMP. O fluido utilizado foi um óleo pesado de 15,3 °API proveniente da Bacia do Espírito Santo / Abstract: The in-situ combustion is a multi-scale, multi-physics process, involving fluid flow in porous media, thermodynamic equilibrium of the phases involved and chemical kinetics of reactions. The simulation of this process has achieved a high degree of development, however basic mechanisms are still represented incompletely, imposing numerous challenges in modeling. The issues in the combustion modeling are related with the representation of the combustion front effect and the fuel consumption modeling. Chemical reactions of the in-situ combustion process take place in a thin zone of less than a meter thick, which is small compared to the field scale of hundreds or thousands of meters. Numerical simulations at the field scale typically use grid blocks that are at least two orders of magnitude greater than that. Such divergence leads to improper representations of key aspects of the process, as the temperature distribution and the reaction kinetics. In accordance with that the reaction occurrence is not controlled by the activation energy in the simulation models. The major shortcome is on fuel deposition, a key issue in in-situ combustion, which will happen from the start, since the cracking reaction may proceed even at reservoir temperature. The objective of this thesis is to develop a new pseudokinetic model for field-scale simulation of in-situ combustion. With the pseudokinetic model meant to improve the representation of the combustion zone effects reducing the gridblock size effect. The work was carried out in stages. First establishes the conditions that the simulator should meet and defined the strategy to develop a pseudokinetic model. Then a methodology was defined for obtaining the pseudokinetic model. After the pseudokinetic model is completed, it is applied to the in-situ combustion modeling of a Brazilian heavy oil field. The models pursue the idea of making the activation energy a function of the grid block temperature. The model allows restricting the cracking reaction occurrence by the temperature, so that the beginning of the coke deposition occurs at temperatures greater than the temperature observed in the cracking zone. Note that in this scenario the cracking reaction can be used to represent the coke deposition, which constitutes one of the main contributions of this work. The model allows maintaining the dependence of reaction rate with temperature through the use of appropriate activation energy values. Furthermore, the model reduces the temperature distribution effect by controlling the reaction rate based on average temperature values observed in the field simulation model. In the simulation of the in-situ combustion pilot, the pseudokinetic model was obtained from the progressive tuning of the kinetic parameters of chemical reactions, based on the simulation of the process from the laboratory to field scale. The experimental data used in the laboratory scale simulation were obtained from a dry combustion tube test carried out at the Thermal Recovery Methods Laboratory of the Energy Department at UNICAMP. The fluid used was a 15.3 ° API heavy oil from the Espírito Santo Basin / Doutorado / Reservatórios e Gestão / Doutora em Ciências e Engenharia de Petróleo

Petróleo Brasileiro S.A. / O presente trabalho aborda aspectos sobre o tratamento de águas oleosas, através de hidrociclones, em uma planta de processamento primário de petróleo. Apresenta o hidrociclone, sua utilização pela indústria do petróleo e os fenômenos de escoamento que ocorrem no seu interior. A partir das equações da conservação de massa e da quantidade de movimento linear, fazendo-se diversas considerações simplificadoras, chega-se a uma equação diferencial para a função corrente que, após ser trabalhada, possibilita a obtenção do conjunto de equações utilizadas como modelo para o cálculo da eficiência de separação do hidrociclone. Estudam-se algumas causas que fazem com que uma gota se deforme ou quebre, em seguida observam-se quais dessas causas são aplicadas no caso do escoamento no interior do hidrociclone, e desenvolve-se um modelo simplificado para a representação do fenômeno da quebra de gotas. Calcula-se uma nova eficiência de separação, levando-se em conta o fenômeno da quebra de gotas. Toda a modelagem computacional foi feita com a utilização do software MATLAB. / The present work approaches aspects of oily water treatment, by using hydrocyclones, in a petroleum primary processing plant. It shows the hydrocyclone, its utilization in the petroleum industry and the flow phenomena occurring within it. Starting from the mass conservation and linear momentum conservation equations, assuming some hypothesis, one writes a differential equation for the stream function that, after some work, provides a set of equations suited to use as a model for calculating the hydrocyclone separation efficiency. Some causes of the deforming and break-up of droplets are studied. Afterwards, it is investigated which of these causes apply to the flow inside of the hydrocyclone and, finally, a simple model representative of the droplet break-up phenomenon is developed. A new separation efficiency is calculated, considering the droplet break-up phenomenon. All the computational modeling was done using software MATLAB.