Orientador: Denis Jose Schiozer / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-25T22:19:34Z (GMT). No. of bitstreams: 1 PedrosoJunior_Carlos_M.pdf: 3812702 bytes, checksum: e659e4fb4be798c69cdb344283f4606a (MD5) Previous issue date: 1999 / Mestrado

Orientador: Denis Jose Schiozer / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica, Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-08-12T22:36:54Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Costa_OdairJose_M.pdf: 3077427 bytes, checksum: 9a5e85d5b3ea4c69fdd9a468b62a50de (MD5) Previous issue date: 2008 / Resumo: A reinjeção de água produzida é um método muito utilizado para descarte de água e para suporte de pressão e energia do reservatório. Um problema comum da reinjeção é a perda de injetividade, que prejudica o processo e impede a operação em níveis ótimos de injeção. A perda de injetividade pode ser minimizada pela injeção de água com pressão acima da pressão de fratura do reservatório (IPF), que procura restaurar a capacidade de injeção. Para estudar este processo, um simulador geomecânico para modelagem da fratura é combinado com um simulador numérico de reservatórios para modelar e otimizar a condição de operação dos poços injetores. A fratura é representada por um poço horizontal virtual, de forma conjunta com formulações analíticas de declínio hiperbólico de permeabilidade, para representar o efeito do dano de formação. O objetivo do trabalho é estudar alguns casos para verificar em quais situações a IPF é conveniente. O modelo de simulação estudado foi um reservatório sintético com um arranjo de drenagem de cinco pontos invertido representando uma parte de um reservatório. Foram considerados três cenários, onde a variação foi o tipo de óleo empregado (leve, intermediário e pesado). Estes cenários foram elaborados com a finalidade de representar algumas possíveis situações que podem ocorrer em um campo real, onde a pressão de iniciação de fratura pode ser atingida pelo efeito da perda de injetividade ou devido às propriedades rocha-fluido. O desempenho da IPF foi avaliado utilizando o valor presente líquido (VPL) e produções acumuladas de óleo e água. Os resultados mostraram que o estudo da IPF pode ser considerado como parte de um processo de otimização de vazão de injeção, onde a fratura pode ou não ocorrer. Mostra-se que a IPF, em geral, antecipa a produção de óleo para os casos de viscosidade intermediária e alta, tornando o método bastante vantajoso, embora com maior produção de água. Já estudos com óleo leve indicam que a técnica só é interessante quando houver significativa perda de injetividade, onde a IPF serve como reparadora da injetividade / Abstract: Produced water re-injection is a valuable method of water disposal and pressure and energy support. A common water re-injection problem is the injectivity loss, which affects negatively the process and restrains optimal water injection rates. The injectivity loss can be minimized by water injection with fracture propagation pressure (IFPP), which aims to restore injection capacity. To study this process, a geo-mechanical simulator for fracture modeling combined with a commercial reservoir simulation package is used to model and to optimize the operation condition of water injection wells. The fracture is represented by a virtual horizontal well and analytical formulations of hyperbolic decline of permeability are used to represent the effect of formation damage. This work aims the study of some cases to verify in which situations the IFPP is convenient. The simulation model studied is a synthetic reservoir with a five-spot pattern, representing a region of a reservoir. Three scenarios are considered, with different oil types (light, intermediate and heavy). These scenarios are proposed to reproduce some possible situations, where fracture pressure can be reached by the effect of the injectivity loss or due to rock and fluid characteristics. The behavior of the IFPP is evaluated using the net present value (NPV) and cumulative oil and water productions. The results showed that the IFPP study can be considered as part of an optimization problem of injection flow, where the fracture may occur. It is shown that IFPP, in general, presents advantages for intermediate and high viscosity oil because it anticipates oil production. Studies with light oil indicate that the technique is only interesting when there is significant injectivity loss, where IFPP is desirable for injectivity restoration / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Denis Jose Schiozer / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica e Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-08-14T08:35:58Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Nogueira_PedrodeBrito_M.pdf: 5381292 bytes, checksum: 7daa3a9850818d7643ba69731ca167f2 (MD5) Previous issue date: 2009 / Resumo: Os altos níveis de incerteza e riscos associados a projetos de exploração e produção de alguns campos de petróleo sugerem a utilização de estratégias de produção otimizadas probabilisticamente. Desta forma, uma estratégia de produção adequada deve ser selecionada considerando vários cenários econômicos e geológicos. Neste trabalho, uma nova abordagem para otimização é proposta onde a estratégia de produção é otimizada simultaneamente em todos os cenários econômicos e modelos geológicos representativos (MGR) considerados. Diferentemente das metodologias convencionais de otimização, onde os valores presentes líquidos das estratégias são otimizados independentemente para cada MGR considerando um único cenário econômico, esta nova abordagem considera todos os MGR e cenários econômicos adotados simultaneamente. Isto permite disponibilizar mais informações a respeito do desempenho da estratégia nos diversos cenários permitindo que se realize uma melhor tomada de decisão. Além disso, a estratégia de produção definida pela abordagem proposta tende a ser mais adaptável às incertezas geológicas e econômicas. Contudo, geralmente, uma complexa superfície de resposta é gerada no processo de otimização da quantidade e posicionamento dos poços. O elevado potencial de geração de valores extremos locais justifica a utilização de técnicas robustas de busca como os algoritmos genéticos. Neste caso, o espaço solução é mais bem explorado conduzindo a resultados mais confiáveis. Entretanto, técnicas de busca dispersas tendem a ser mais caras computacionalmente que técnicas baseadas no cálculo dos gradientes da função-objetivo. Neste trabalho é proposta uma metodologia de otimização probabilística de estratégias de produção baseadas em algoritmos genéticos que visa reduzir o número de simulações necessárias para maximizar o valor monetário esperado. A idéia principal é controlar o tamanho do espaço solução através de uma representação cromossômica apropriada e implementar etapas específicas de otimização, otimizando todos os MGR para todos os cenários econômicos considerados simultaneamente através de uma técnica de simulação desenvolvida com este propósito. O presente trabalho visa dar uma abordagem mais rigorosa às incertezas que as metodologias geralmente utilizadas conduzindo a melhores resultados e permitindo que se realize uma análise completa dos impactos das incertezas geológicas e econômicas. Além disso, este trabalho pretende propiciar um avanço com relação à redução do número de simulações necessárias para se otimizar uma estratégia de produção através de algoritmo genético conduzindo a resultados mais rápidos permitindo dar dinâmica ao processo decisório. / Abstract: High levels of uncertainty and associated risks in the exploration and production of some oil fields suggest the use of probabilistic optimized production strategies. Therefore, an appropriate production strategy should be chosen considering various geological and economic scenarios. In this work, a new approach for the optimization is proposed where the production strategy is optimized for selected geological representative models (GRM) and under selected economic scenarios simultaneously. Differently from conventional optimization methodologies where each representative geological model has a net present value (NPV) optimized under a specific economic model, this new approach considers all alternatives simultaneously, providing more information about the production performance of all scenarios, allowing a better decision-making process. Moreover, production strategy defined by the new approach tends to be more adaptable to geological and economic uncertainties. However, in the optimization process of wells quantity and placement, a very complex topology is normally produced. The potential of generation of local extreme values is high, therefore, it is appropriate to employ a robust search technique such as genetic algorithms. In this case, the solution space is better explored, yielding more confident results. However, random based techniques tend to be more expensive computationally than gradient based techniques. In this work, a methodology is proposed for production strategy optimization under uncertainties, based on genetic algorithms, that aims to reduce the number of simulations necessary to maximize the expected monetary value (EMV). The main idea is to control the size of the solution space through an appropriated conception of chromosomes structures and the implementation of specifics optimizations stages optimizing every GRM for every economic scenario simultaneously through a simulation technical developed for this purpose. The present work aims to provide an improvement with respect to uncertainty handling of the conventional optimization methodologies, yielding better results and providing a complete analysis of geological and economic uncertainties. Moreover, its intends to provide an advance with respect to the number of simulations necessary to optimize a production strategy through genetic algorithms, yielding faster results, speeding up the decision-making process. / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Osvair Vidal Trevisan / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-08-15T14:40:24Z (GMT). No. of bitstreams: 1 RibeiroJunior_GuilhermeBlaitterman_M.pdf: 3933004 bytes, checksum: 61894f4b90ecb88d0e0c7b05a71ab1ad (MD5) Previous issue date: 2009 / Resumo: Como as reservas mundiais de óleo leve estão decrescendo continuamente, campos de óleos pesados podem se tornar uma fonte relevante de energia em um futuro próximo. Combustão "In- Situ" (CIS) é uma promissora técnica de recuperação para este tipo de hidrocarboneto, todavia, complexa de se implementar. Tubos de combustão em escala laboratorial e simulações numéricas são essenciais para o dimensionamento de projetos de campo. Este trabalho relata a modelagem numérica de dois experimentos efetuados em escala de laboratório de processos de CIS com um óleo com 12,8º API advindo de um campo candidato para um projeto piloto no Brasil. O estudo numérico foi desenvolvido utilizando o software comercial da CMG, STARS. O objetivo foi analisar o processo, para um modelo físico correspondente ao tubo de combustão utilizado. O modelo de fluido foi ajustado através de um software comercial para um total de sete componentes, óleo pesado, óleo leve, CO2, O2, N2, H2O e coque. Dois processos de combustão foram investigados, o primeiro é o modelo clássico descrito pelo STARS da CMG e o segundo é baseado no modelo de Marín (2007), constituído de frações SARA (saturados, aromáticos, resinas e asfalteno). Os resultados numéricos foram ajustados de acordo com os dados obtidos do experimento. As conclusões sobre este estudo se referem às influências de cada variável sobre o processo global de CIS, em especial a energia de ativação e a entalpia de reação. Além disso, conclui-se que o modelo de fluido e o modelo de reações são fundamentais no ajuste de histórico, assim como a presença de reações sob altas temperaturas são imprescindíveis para se predizer o deslocamento e comportamento da frente de combustão. / Abstract: As the world reserves of light oil steadily decreases, heavy oil and tar sands resources may be an important source of energy. In situ combustion (ISC) is a promising recovery technique for this type of hydrocarbon, otherwise difficult to produce. Combustion tube laboratory experiments and numerical simulations are essential for the design of field projects. This work reports a numeric modeling of two experiments carried out under laboratory scale of in situ combustion process with a 12.8 ºAPI crude from a field candidate to a pilot project in Brazil. The numerical study was developed using the CMG commercial simulator, STARS. The aim was to analyze the process of the physical model corresponding to the combustion tube used. The fluid model was adjusted by a commercial software to a total of 7 components; heavy oil, light oil, CO2, O2, N2, H2O and coke. Two reactions model were analyzed; one is based on the classic combustion model presented by STARS and the other is based on the reactions model proposed by Marín (2007), made up of SARA (saturates, aromatics, resins, and asphaltenes) fractions. The numerical results were history matched to the data derived from the experiment. The important findings in this study were the influences of each variable on the overall ISC process, specifically the activation energy and the enthalpy reaction. It was concluded that the fluid model and the reaction model are key in the history matching task, as well as, the reactions under high temperatures are fundamental to model the combustion front displacement and behavior. / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientadores: Denis Jose Schiozer, Rogerio Favinha Martini / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-08-10T21:15:17Z (GMT). No. of bitstreams: 1 CavalcanteFilho_JoseSergiodeAraujo_M.pdf: 2472913 bytes, checksum: 464d5c8a43739b69b30541844e3fe175 (MD5) Previous issue date: 2005 / Resumo: A definição e otimização de estratégias de produção são processos complexos porenvolverem diversas variáveis e possuírem um grande número de cenários possíveis. Mapas de qualidade são importantes ferramentas de auxílio à decisão, capazes de representar várias propriedades do reservatório que influenciam na produção do campo, sendo, portanto, úteis no processo de definição e otimização de estratégias de produção, como mostrado por outros autores que verificaram um aumento de eficiência nos estudos onde foram utilizados. Estes mapas integram as variáveis geológicas e de fluido do reservatório permitindo a identificação de regiões de maior ou menor potencial de produção, tanto para campos novos quanto para campos maduros. O método de geração de mapas de qualidade mais utilizado na literatura usa simulações numéricas de reservatórios considerando apenas um poço produtor que é simulado pelo tempo necessário para representar a produtividade de cada região, e cuja posição muda a cada simulação de modo a cobrir toda a malha do reservatório. Este método exige um grande número de simulações e enorme esforço computacional. O objetivo deste trabalho é propor metodologias confiáveis a fim de acelerar o processo de geração do mapa de qualidade. No presente trabalho diversos métodos de geração são desenvolvidos e avaliados segundo suas vantagens e desvantagens após um rigoroso estudo. O método da krigagem é utilizado para interpolar os pontos não simulados dos mapas gerados. São utilizados diferentes modelos de reservatório efunções-objetivo (forma de avaliação do potencial de cada região), além de diversos métodos de geração, para a realização de uma análise completa e confiável dos métodos propostos. Os resultados mostram que, dentre os métodos testados, o método que abre diversos produtores e injetores simultaneamente apresentou a melhor relação tempo de geração/confiabilidade. Foi proposta ainda uma variação do mapa de qualidade capaz de identificar o motivo pelo qual certas regiões apresentaram baixo potencial aumentando ainda mais a utilidade da ferramenta / Abstract: The definition and optimization of production strategies are complex processes that involve many variables and a great number of possible scenarios. Quality maps are important decision making tools capable of representing various reservoir properties which influence field production and, therefore, are important for the process of defining and optimizing production strategies, as demonstrated by other authors, who observed improvements in reservoir productivity in the cases they studied. These maps integrate geological and fluid variables, allowing for the identification of regions of greater or lower production potential, whether one is analyzing reservoirs in the development phase or mature fields. The most commonly used method to generate a quality map uses reservoir numerical simulations considering a unique production well, operating for enough time to represent the oil potential of each position. The well position is changed in each simulation run in order to cover all the reservoir grid area. This requires long running times and high computational effort depending on the problem features, thus rendering the process unfeasible. The objective of this work is to develop a reliable methodology which accelerates the generation process. Therefore, several generation methods were developed in the present work and the best technique was selected after a thorough analysis. The kriging interpolation method was used to interpolate the skipped points in all cases. Several reservoir models, quality map generation methods and objective functions (approach to evaluate the potential of each region) were used to validate the obtained results. Some methods have obtained a great reduction in the time and effort required to generate the maps. The results have shown that a method proposed in the present work, with fixed producers and injectors, is a reliable technique, yielding good results and presenting the best relation between generation time and reliability. In this work, a quality map capable of identifying the reason for the existence of regions with lower production potential was also proposed, improving the utility and application of this tool / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Denis Jose Schiozer / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica e Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-08-12T08:32:24Z (GMT). No. of bitstreams: 1 MontoyaMoreno_JuanManuel_M.pdf: 2098742 bytes, checksum: c03cbaf7c1d95c189a074da09d33d7dd (MD5) Previous issue date: 2007 / Resumo: A injeção de água tem sido um método de recuperação de petróleo muito usado na industria do petróleo. Um dos principais problemas associados a este método e a perda da injetividade. Diferentes procedimentos tem sido propostos para minimizar os efeitos de tal perda, um dos quais e a injeção acima da pressão de fratura, que consiste em injetar água com pressão suficiente para criar canais de alta condutividade, com o objetivo de restaurar a injetividade inicial do poço. Este procedimento tem se mostrado viável, tendo como vantagem à manutenção da injetividade em valores similares aos iniciais, embora apresente dificuldade de modelagem e incertezas em relação à eficiência de varrido, ao comportamento da frente de avanço da fratura e a influencia desta na recirculação da água. Uma forma adequada de modelar esse fenômeno e a integração da geomecanica com a simulação de escoamento, mas este tipo de abordagem envolve maior custo computacional, alem de não ter sido completamente implementado em aplicações comerciais, o que dificulta aplicações praticas. Outras diferentes técnicas de simulação são usadas para modelar o fenômeno, tais como modificadores de transmissibilidade associados a refinamentos locais de malha. Neste trabalho, e proposta a simulação da fratura por meio do uso de um poço horizontal virtual, usando um simulador comercial de escoamento e um software para simulações de processos de faturamento hidráulico acoplados explicitamente. De inicio, modela-se a perda de injetividade num poço injetor de água e, junto com o modelo geomecanica de fratura, usam-se modificadores de transmissibilidade para modelar a fratura como modelo de referencia. Posteriormente, introduz-se um modelo de fratura representado por um poço horizontal virtual mediante programação em simuladores comerciais. Os resultados mostram que o poço horizontal virtual representa adequadamente o comportamento da fratura em relação ao modelo de modificadores de transmissibilidade, evitando necessidade de refinamentos locais, tornando-se uma ferramenta útil para simular casos de campo em grande escala. Palavras-Chave: simulação de reservatório; injeção de água; perda de injetividade; injeção de água acima da pressão de fratura; geomecanica. / Abstract: Water injection has been the most used method to improve oil recovery. The main problem of this method, related directly with operational efficiency, is the injectivity loss which is the loss of capacity to maintain water injection rates due to formation damage. Different models have been proposed to minimize the injectivity loss effects due to its high economic impact on oil production. One of these methods is water injection above formation parting pressure. It consists in creating high conductivity channels inside the reservoir to restore or to increase well injectivity. This method has advantages associated with injectivity maintenance but it is difficult to model and it presents uncertainties in relation to sweep efficiency, to fracture tip behavior and its influence on the water re-circulation. One way to model the problem is the integration of geomechanical and flow simulation, but it requires a higher computation time and it has not been completely implemented in commercial simulators. Different techniques are used to model the water injection above formation parting pressure, such as transmissibility modifiers associated with local grid refinement. In this work, a methodology is proposed for fracture simulation using both numerical fluid flow and geomechanical simulators, coupled explicitly, using a virtual well to model the fracture. Initially, injectivity loss is modeled and, along with geomechanical fracture model, transmissibility modifiers are used to model the fracture. This model represents the reference fracture model. Then, the fracture is represented by a virtual horizontal well, allowing easy implementation into commercial simulators. The results show that the virtual horizontal well represents adequately the fracture's behavior given by the reference model, avoiding local grid refinement and, allowing full field scale simulations without simulation grid modification. / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Denis José Schiozer / Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-23T13:02:13Z (GMT). No. of bitstreams: 1 MunozMazo_EduinOrlando_D.pdf: 5130890 bytes, checksum: d577582a347f8585e79c27a461f4bf93 (MD5) Previous issue date: 2013 / Resumo: A injeção de água como método para auxiliar na recuperação de hidrocarbonetos e na manutenção da pressão em reservatórios tem sido aplicada de maneira crescente nas últimas décadas devido às suas características de eficiência, baixo custo e alta disponibilidade da água, o que faz com que este procedimento seja considerado com frequência na fase de desenvolvimento de campos de petróleo, como parte da estratégia inicial de produção. No entanto, volumes cada vez maiores de água produzida são reportados pelas companhias operadoras, com grandes implicações técnicas e econômicas para as mesmas. Esta situação pode, em alguns casos, fazer com que a água deixe de ser considerada como um recurso e passe a ser vista como um empecilho à produção. Outro problema associado à injeção de água em reservatórios é a perda de injetividade causada pela diminuição da permeabilidade na região vizinha aos poços injetores, decorrente do dano de formação. Portanto, implementar soluções ao problema da perda de injetividade e considerar o controle da água injetada e produzida na etapa de lançamento e otimização de estratégias de produção têm um impacto significativo no desempenho produtivo e financeiro de um projeto de exploração e produção (E&P), especialmente em reservatórios heterogêneos e fraturados, onde as propriedades petrofísicas trazem consequências importantes no escoamento dos fluidos de injeção e produção. Nesse trabalho é realizada uma análise da aplicação do processo de injeção com pressão de propagação de fratura (Injection with Fracture Propagation Pressure - IFPP) mediante a modelagem dos processos de perda de injetividade e propagação de fratura utilizando ferramentas de simulação de uso comercial. Posteriormente, uma metodologia para o gerenciamento de água baseada no controle dos volumes de injeção e produção de água é proposta e aplicada para casos de reservatório heterogêneo e naturalmente fraturado. Os resultados apontam que a injeção de água com propagação de fratura pode ser utilizada para remediar os efeitos nocivos da perda de injetividade, permitindo, em alguns casos, um aumento significativo da recuperação de óleo. Apontam também que a sua modelagem pode ser estudada como um problema de otimização de vazão, evidenciando a necessidade de inclusão do controle da injeção (otimização de vazão e determinação da data de fechamento do poço injetor) na fase de proposta e posterior otimização de estratégias de produção. Finalmente, mostram o efeito positivo do controle da injeção de água, aliado ao controle da produção, como mecanismo para o gerenciamento de água, possibilitando um melhor desempenho produtivo e financeiro de reservatórios heterogêneos e fraturados que utilizam a injeção de água como método de recuperação secundária / Abstract: Water injection as a method to assist hydrocarbon recovery and reservoir pressure maintenance has been applied increasingly in recent decades because of its characteristics of efficiency, low cost and high availability of water. This makes this procedure often considered in the development of oil fields as part of the initial production strategy. However, increasing volumes of produced water have been reported by the operating companies, with major technical and economic implications for them. This may cause the water to stop being regarded as a resource and to start to be seen as a constraint to the production. Another problem associated with water injection into the reservoir is the injectivity loss caused by the permeability decrease in the region adjacent to the injection wells due to the formation damage. Therefore, implementing solutions to the problem of injectivity loss and considering the control of injected and produced water in the proposal and optimization of production strategy stage have a significant impact on the productive and financial performance of exploration and production (E&P) projects. This happens in heterogeneous and fractured reservoirs, where the petrophysical properties have a significant impact on the flow of injection and production fluids. In this work is carried out an analysis of the application of the injection with fracture propagation pressure (IFPP) process by modeling injectivity loss and fracture propagation using commercial simulation tools. Subsequently, a methodology for water management based on control of injection volumes and water production is proposed and applied to cases of heterogeneous and naturally fractured reservoirs. The results show that water injection with fracture propagation can be used to remedy the harmful effects of injectivity loss allowing, in some cases, a significant increase in oil recovery. Also indicate that its modeling can be studied as a flow rate optimization problem, highlighting the need for the inclusion of the injection control (optimization of the injection rate and shutting time of the injection well) at the proposal and subsequent optimization stage of production strategies. Finally, show the positive effect of the control of water injection, coupled to the control of water production, as a mechanism for managing water, providing better productive and financial performance for heterogeneous and fractured reservoirs using water injection as a method of improved oil recovery / Doutorado / Reservatórios e Gestão / 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

Orientador: Armando Zaupa Remacre / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica e Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-08-03T18:08:29Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Sancevero_SergioSacani_M.pdf: 11223861 bytes, checksum: 4e1d81a7b97619bdeec6c0a58da2e74b (MD5) Previous issue date: 2003 / Resumo: A modelagem de corpos geológicos que possuam caracteristicas de depósitos turbidíticos é uma tarefa muito importante para a indústria de petróleo, principalmente no Brasil, onde os principais reservatórios estão situados nesse tipo de ambiente deposicional. A simulação booleana de objetos e a simulação seqüencial gaussiana são técnicas geoestatísticas que permitem a construção de modelos de referência sintéticos, porém com caracteristicas geológicas, que podem ser submetidos ao processo de modelagem sísmica que num trabalho de caracterização de reservatórios, podem ser usados para testar algoritmos de interpretação, inversão sísmica. Uma vantagem no caso de utilizar dados sintéticos para a realização de estudos de caracterização de reservatórios está na facilidade de interpretar os resultados e gerar conclusões objetivas, uma vez que se pode isolar os diversos fenômenos que afetam o resultado, analisando-os separadamente. Outra caracteristica, bastante importante dos dados sintéticos é que se tem um conjunto de dados de referência para a validação dos resultados. Nesta dissertação propõe-se mostrar a criação de um modelo de referência sintético para ser utilizado em estudos de caracterização de reservatórios. Como resultados, obtém-se um modelo geológico e petrofisico que represente as heterogeneidades de reservatórios petrolíferos do tipo turbidítico, bem como um modelo sísmico sintético onde as ferramentas de interpretação e inversão sísmica possam ser testadas e seus resultados avaliados de maneira concreta já que se tem um controle sobre as estruturas que se deseja interpretar. Conclui-se então a importância de um modelo de referência para estudos de caracterização de reservatórios e propõem-se como trabalhos futuros estudos relativos à conectividade dos corpos reservatório gerado, modelagem de outros sistemas deposicionais e estudos sobre o comportamento do fluxo no modelo sintético / Abstract: The geological modeling of bodies that have characteristics of turbidite reservoir is a very important task for the industry of oil, main1y in Brazil, where the main reservoirs are situated in that kind of deposicional environment. The simulation based in objects by Boolean model and the sequential gaussian simulation are the geostatistics techniques that permit the construction of synthetic reference models, however with geological characteristics, that can be submitted to the seismic modeling that in a work of reservoirs characterization, can be used to test algorithms of seismic interpretation and inversion. An advantage in case of use synthetic dataset for the achievement of studies of reservoir characterization is in the facility of interpret the results and generate objective conc1usions, since it can be isolated the diverse phenomena that affect the result, analyzing them separately. Another important characteristic, of the synthetic dataset is that has a reference model for the validation of results. In this dissertation the propose is the creation of a synthetic reference model to be used in studies of reservoir characterization. As results, obtain a petrophysical and geological model that represent the heterogeneities of turbidites oil-producing reservoirs, as well as a synthetic seismic model where the tools of seismic interpretation and inversion can be tested and his results can be evaluated of effective way since has a control about the structures that is desired interpreto Conc1ude itself then the importance of a model of reference for studies of reservoir characterization and propose as future works studies about the connectivity of the reservo ir bodies generated, modeling of others depositionals systems, and studies about fluid flow behavior / Mestrado / Reservatórios e Gestão / 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