Orientadores: Denis Jose Schiozer, Armando Zaupa Remacre / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-07-21T21:15:52Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Rodrigues_LuisGlauber_M.pdf: 3532252 bytes, checksum: 8c453233aa86a31e92b12d9138a061e9 (MD5) Previous issue date: 1996 / Resumo: A análise integrada de geologia e engenharia é também conseguida com a metodologia utilizada neste trabalho, que aplica a simulação estocástica juntamente com a simulação de fluxo para melhor caracterizar um reservatório. Variogramas, interpolação usando o método da krigagem e simulação estocástica são feitos para as permeabilidades horizontal e vertical. A malha de simulação utilizada na fase geoestatistica é mantida na simulação de fluxo, evitando-se o problema de mudança de escala. Isto é possível pois a análise é feita com base no ajuste de apenas um poço e sua região de influência. A análise variográfica tridimensional, modelada com a função seno-cardinal, e a simulação estocástica que utiliza o método seqüencial Gaussiano (SGS) são utilizados para representar as heterogeneidades e a continuidade das permeabilidades nas direções vertical e horizontal. As imagens estocásticas geradas são selecionadas em função das respostas de produção obtidas durante a simulação de fluxo, em um simulador trifásico comercial, onde todas as imagens são utilizadas. Através do ajuste de histórico de produção de água, são feitas comparações entre o método tradicional, com propriedades petrofísicas constantes, e o método que utiliza geração de imagens estocásticas. A minimização de uma função objetivo, que representa matematicamente a qualidade do ajuste obtido, é utilizada na seleção de imagens e na comparação de metodologias. Incertezas nas previsões de comportamento são também obtidas. O tempo de análise dos resultados de fluxo das imagens estocásticas e do ajuste de histórico é abreviado utilizando-se a paralelização de simulações de fluxo / Abstract: The integration analysis between geology and engineering is also obtained with the methodology used in this work which applies stochastic and flow simulation to improve reservoir characterization. Variograms, kriging and stochastic simulation are made for horiontal and vertical permeability. Grid simulation used in geostatistics analysis is kept in flow simulation, avoiding scaling-up problems. This is possible because the analysis is done in only one well and its drainage area. A tridimensional variographic analysis, modeled with a sin-cardinal func-tion, and sequential Gaussian simulation are used to fit heterogeneity and continuity of horizontal and vertical permeability. Ali generated images are used and selected using stochastic images generation. A minimization of an objective function, which represents mathematically the quality of history matching obtained, is used for image selection and methodologies comparison. Production fórecast uncertainties are also obtained. Paralleli-zation of flow simulations is used to reduce the total time of the processo / Mestrado / Mestre em Geoengenharia de Reservatorios

Orientador: Humberto Lima , Osvair Vidal Trevisan / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia de Campinas / Made available in DSpace on 2018-07-15T06:11:37Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Rabinovitz_Andre_M.pdf: 1427627 bytes, checksum: 2bac3a901682870fc71f7fa6dea676a9 (MD5) Previous issue date: 1989 / Resumo: A perfuração de poços de petróleo é uma atividade que envolve custos elevados. Daí a necessidade de proceder-se a uma análise técnica e econômica para fundamentar as decisões de perfurá-los. Quanto mais parâmetros de avaliação relevantes forem utilizados nesta análise, mais precisos serão os resultados obtidos. Este trabalho apresenta um método que permite fazer a avaliação de novas propostas de perfuração, levando em consideração a produção de óleo e de gás associado, a heterogeneidade dos reservatórios, a interferência entre o poço a perfurar e poços adjacentes e a antecipação de produção causada pelo novo poço. Os resultados da análise variam, principalmente com o grau de heterogeneidade do reservatório, com a distância horizontal entre poços e com os preços de venda e custos de produção do óleo e do gás. Também exerce uma grande influência nos resultados, a antecipação de produção causada pelo novo poço. Um programa de computador, correspondente ao método proposto, foi desenvolvido para estudar a viabilidade da perfuração de novas locações em campos de petróleo parcia1mente desenvolvidos. Alguns exemplos são apresentados no final deste trabalho. / Abstract: The drilling of oil wells is an expensive activity. The high costs involved bring up the nacessity of carrying an economical and technical analysis prior to the decision of drilling the wells. The more evaluation parametars are usad in the analysis, the more precise the results will be. This work presents a method that allows the evaluation of new drilling proposals, taking into account the production of oil and associated gas, the reservoir heterogeneity, the interference between wells and the production antecipation due to the new well. The results of the analysis vary, mainly, with the degree Of reservoir heterogeneity, with the horizontal di stance between wells and with the market price and production costs of both oil and gas. The acceleration of production has also a strong influence on the results. A computer program, based on the proposed method, was developed to study the feasibility of drilling new wells in partially developed oil fields. Some examples are presentad at the end of the work. / Mestrado / Mestre em Engenharia de Petróleo

Dissertação (mestrado) - Universidade Federal de Santa Catarina, Centro Tecnológico, Programa de Pós-Graduação em Engenharia Mecânica, Florianópolis, 2015. / Made available in DSpace on 2016-10-19T12:48:28Z (GMT). No. of bitstreams: 1 338915.pdf: 16725856 bytes, checksum: 055e5cfc8eb46f2bcff67dde1648ace8 (MD5) Previous issue date: 2015 / Um dos grandes desafios presentes na simulação numérica de reservatórios de petróleo diz respeito à resolução dos sistemas lineares obtidos pela discretização de equações elípticas. Essa tarefa torna-se ainda mais complexa quando campos de permeabilidade altamente heterogêneos são considerados. Diversas estratégias de solução diretas e iterativas foram desenvolvidas ao longo dos últimos anos e empregadas nesse contexto, restringindo-se às últimas, nota-se que os métodos iterativos construídos a partir de pré-condicionadores do tipo multigrid são os mais utilizados devido a sua robustez e eficiência. Nesse trabalho avaliam-se as propriedades matemáticas e o desempenho computacional de uma subclasse de pré-condicionadores desse último tipo conhecida como ?multiescala?. As alternativas estudadas são implementadas computacionalmente e empregadas em conjunto com diversos métodos iterativos para a resolução precisa e também aproximada de problemas elípticos desafiadores. Dentre os problemas testados, verifica-se que a melhor estratégia de configuração para o pré-condicionador multiescala é constituída por um operador de restrição do tipo galerkin, suavizador baseado em fatoração incompleta e razões de engrossamento ao redor de 10 ao longo de cada direção do reservatório. Diversas outras estratégias de solução direta e iterativa disponíveis no pacote científico PETSc são testadas para a resolução dos problemas em questão, da onde conclui-se que o pré-condicionador BoomerAMG associado ao método do gradiente conjugado e também o método direto Cholesky-UMFPACK são as mais eficientes em ambos quesitos matemático e computacional, inclusive em relação ao método multiescala de referência quando se deseja encontrar soluções com elevadas precisões. <br> / Abstract : One of the major challenges faced by reservoir simulation is about the solution of the linear systems obtained by the discretization of elliptic equations. This task turns out to be even more complex when highly heterogeneous permeability fields are present. Different strategies of direct and iterative methods have been developed in the last years and employed in this context. Considering the last ones, it s possible to note that iterative methods built by multigrid preconditioners are the most employed because of their robustness and efficiency. In this work, the mathematical properties and the computational performance of multigrid-like preconditioners called multiscale preconditioners are evaluated. The studied alternatives are implemented computationally and employed in conjunction of iterative methods for the precise and approximate solution of challenging elliptic problems. Given the tested problems, it was possible to verify that the best configuration properties for a multiscale preconditioner are composed by a galerkin restriction operator, smoothers based on incomplete factorization and coarsening ratios around of ten for each direction of the grid. Several others solutions strategies available in the scientific package PETSc were evaluated using the same set of problems as before and it was possible to conclude that the BoomerAMG preconditioner associated with the conjugate gradient method as well as the direct method Cholesky-UMFPACK are the most efficient ones in both mathematical and computational evaluation points and are even better than the multiscale preconditioner when the intention is to get a precise solution.

Orientador: Chang Hung Kiang / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-07-20T21:28:21Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Nolla_FredericoRamalho_M.pdf: 4660202 bytes, checksum: 7d067f77601e3adc0eb11c21bcefc0de (MD5) Previous issue date: 1995 / Resumo: Este trabalho teve como objetivo o monitoramento da temperatura, através de geotermômetros químicos, dos reservatórios de óleo pesado do Campo de Estreito (Bacia Potiguar, estado do Rio Grande do Norte), submetidos à recuperação suplementar de óleo por injeção cíclica de vapor. Vários geotermômetros - SiO2, Na/K e Na-K-Ca - foram testados visando avaliar o seu potencial de utilização em campos de petróleo. O geotermômetro de sílica foi aquele que forneceu estimativas de temperatura consistentes em todo o intervalo de temperatura amostrado nos poços utilizados neste estudo. A partir das equações propostas por Fournier (1981), foi definida uma curva empírica para a sua utilização no Campo de Estreito (TFm), calibrada a partir da temperatura original do reservatório. Esta curva assume uma posição intermediária às curvas de equilíbrio da calcedônia e do quartzo. Utilizando-se a curva do geotermômetro de sílica definida para o campo, foi ajustada uma equação para a previsão da temperatura do reservatório a partir da temperatura da amostra de água medida em superfície (Tcab), válida para Tcb menores que 77°C. Esta equação apresentou um coeficiente de correlação (r2) igual a 0,80. A análise das curvas de declínio de temperatura com o tempo de produção levou às seguintes conclusões: a) os poços amostrados na área de injeção cíclica com malha de 70m apresentam uma menor taxa de queda de temperatura do que os poços da área de injeção cíclica com malha de 140m. Este fato se deve a um maior aquecimento do reservatório, na área com malha de 70m, em conseqüência de uma possível comunicação do vapor injetado drenagem; entre os poços pertencentes a esta malha de _b) não existe comunicação do vapor injetado, entre os poços com injeção cíclica pertencentes a malha de 140m. Com base nas estimativas de temperatura feitas pelo geotermômetro de sílica e a partir de Tcab, foram elaborados mapas de distribuição de temperatura do reservatório, nas datas em que foram realizadas as amostragens, fornecendo, desta forma, as condições de contorno para balizar futuros programas de simulação / Abstract: The main objective of this study was to monitor the heavy oil reservoir temperature of the Estreito Field (Potiguar Basin, Rio Grande do Norte state), which underwent cyclical steam injection. Many geothermometers - SiO2, Na/K e Na-K-Ca - were tested in order to evaluate its potential use in petroleum reservoir. Silica geothermometer furnished the most consistent temperature estimates for the whole temperature interval sampled by the wells. From the equations proposed by Fournier (1981), an empirical curve was defined for the the Estreito Field (TFm), calibrated with the original reservoir temperature. This curve assumes an intermediate position betwen the chalcedony and quartz equilibrium curves. For wellhead temperatures (Tcab) below 77°C, an empirical equation was also defined, relating TFm to Tcab, showing a correlation coefficient (r2) of 0.80. The analysis of the temperature decay curves has led to the following conc1usions: a) the wells in the area of 70m well spacing have a smaller temperature decay rate than the wells situated in the are a of 140m well spacing. This may be due to a greater heating of the reservoir in the 70m well spacing area, as a result of possible communication of injection .steam among the wells, which belong to this area; b) there is no communication of injected steam among the wells in the area with well spacing of 140m. Based on the temperature estimates of silica geothermometer and on Tcab, temperature maps were made for the. reservoir, on the dates of sampling, furnishing constraints for future reservoir simulation programs / Mestrado / Geoengenharia de Reservatorios / Mestre em Geociências

Orientador: Denis Jose Schiozer / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-20T23:11:15Z (GMT). No. of bitstreams: 1 SalazarAraque_VictorManuel_M.pdf: 423306 bytes, checksum: b3c22f2d864d65cc027136606126633d (MD5) Previous issue date: 1995 / Mestrado

Orientador: Denis Jose Schiozer / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-22T16:48:57Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Machado_AugustoAndreVieira_M.pdf: 811707 bytes, checksum: 252a64a33a0c97a5481d777c70f9fbe2 (MD5) Previous issue date: 1997 / Mestrado

Orientador: Osvair Vidal Trevisan / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-22T22:43:51Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Cortes_JohnFreddyPinilla_M.pdf: 10095949 bytes, checksum: dec2322d659b6530feb18d4edeeb095d (MD5) Previous issue date: 1997 / Resumo: Este trabalho modela o efeito da maré oceânica em reservatórios, acoplando as equações de escoamento em meio poroso deformávei cora as teorias geomecânicas. Como resultado do acoplamento, destaca-se a importância de se conceituar corretamente a compressibilidade sob as várias configurações possíveis de carregamento. Inicialmente são considerados os modelos básicos de reservatório infinito, fechado e reaiimentado. Mostra-se como é possível obter uma superposição de efeitos na solução dos modelos básicos através de uma transformação simples na variável da solução. Posteriormente, as variáveis do problema são adimensionalizadas e são considerados os efeitos de poço, conforme enfoque dado na análise de testes. A solução para um reservatório infinito com efeitos de maré é obtida no espaço de Laplace e então invertida numericamente usando o método de Crump. Os resultados são incorporados nas curvas típicas convencionais e validados com testes simulados e reais. Finalmente, são propostas práticas alternativas para serem integradas ao estudo de testes que sofrem influência da maré / Abstract: This work models the oceanic tidal effect on reservoirs by coupling geomeciianic principles with equations for fluid {low in a deformable porous media. The coupling revealed the importance of establishing properly the system compressibility under the various possible configurations of the loading system, The basic models for infinite reservoir, constant outer-pressure reservoir and closed reservoir were considered. If was verified that it \\&$ possible to apply the superposition of effects on the solution for the basic models by earring a simple transformai!on on the solution variable. The problem was treated by in the contex of test analysis, concerning dimensionaless form of variables and the inclusion of well effects The solution for the infinite reservoir including tidal effects was obtained in the Laplace space and was inverted numerically by using Crump's routine. The results were incorporated to conventional type curves, and were validated by comparison with real and simulated pressure test data, finally., alternate practices were suggested to integrate the welt test analysis in reservoirs affected by the tidal effect / Mestrado / Mestre em Engenharia de Petróleo

Orientador: Denis Jose Schiozer / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-26T10:22:57Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Loschiavo_Roberto_M.pdf: 1960992 bytes, checksum: 93224b80a26a3ab83d1f106f1074a9a4 (MD5) Previous issue date: 1999 / Mestrado

Orientador : Denis Jose Schiozer / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica e Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-08-03T18:01:46Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Nakajima_Lincoln_M.pdf: 5268607 bytes, checksum: 1b4073f642eb5417458da0279b7c40b2 (MD5) Previous issue date: 2003 / Resumo: A definição da estratégia de produção é uma das tarefas mais importantes na engenharia de reservatórios e consiste em um processo bastante complexo devido à grande quantidade de variáveis envolvidas e à diversidade de objetivos. As variáveis estão relacionadas com características geológicas, fatores econômicos, e decisões como alocação de poços, número de poços produtores e injetores, condições operacionais e cronograma de abertura dos poços. Os objetivos dependem do tipo de análise e normalmente estão relacionados com a maximização de lucros, de produção, ou minimização de custos e riscos. Nos últimos anos, a utilização de poços horizontais nas estratégias de produção tem crescido, especialmente em campos marítimos, devido ao desenvolvimento tecnológico e às vantagens em relação aos tradicionais poços verticais. Poços horizontais, porém, possuem uma interação mais complicada com o reservatório, envolvendo uma maior quantidade de parâmetros, e tornando o estudo mais complexo. Este trabalho propõe uma metodologia para auxiliar o processo de otimização do desempenho de poços horizontais no desenvolvimento de campos de petróleo, utilizando simulação numérica de reservatórios. Reservatórios com diferentes características são avaliados para tornar a metodologia mais abrangente / Abstract: The definition of a production strategy is one of the most important tasks in reservoir engineering. It is a complex process because it involves a high number of parameters and objectives. These parameters are basically related to geological characteristics, economic scenario, number of production and injection wells, well placement, operational conditions and well scheduling. The objectives depend on the type of analysis and they are usually related to profits and production maximization, costs minimization or both. In the last years, the use of horizontal wells on production strategies has increased significantly, especially in offshore production, due to technological improvement and advantages when compared to vertical wells. However, horizontal wells have a more complicated interaction with the reservoir, involving a greater number of variables, thus making decision process harder. This work presents a methodology to optimize performance of reservoirs developed with horizontal wells, by using numerical reservoir simulation to provide production forecast. Different reservoir models are simulated in order to draw general conclusions / Mestrado / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Denis Jose Schiozer / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-04T20:30:29Z (GMT). No. of bitstreams: 1 MunozMazo_EduinOrlando_M.pdf: 718696 bytes, checksum: 5cc7fbb1e3956c2224d96e2eefb9448c (MD5) Previous issue date: 2005 / Resumo: As características diferenciadas dos reservatórios naturalmente fraturados fazem com que o estudo e a previsão do comportamento desses reservatórios tenham-se convertido em temas de estudos freqüentes na indústria do petróleo. Nesse trabalho, apresenta-se um estudo que visa à formulação de regras gerais de escolha inicial de estratégias de produção para reservatórios naturalmente fraturados, considerando diferentes características de reservatórios assim como o estudo de um processo de otimização das estratégias propostas. Para a realização deste trabalho, foi feita uma revisão bibliográfica dos principais aspectos dos reservatórios naturalmente fraturados e foi proposta uma metodologia que avalia, através de simulação numérica, os impactos de vários fatores na previsão do comportamento. Os resultados mostram que o comportamento desse tipo de reservatório é fortemente influenciado pela estratégia selecionada. Também se observa que a seleção da estratégia inicial está condicionada principalmente por parâmetros como as permeabilidades de matriz e de fratura, a inclinação do reservatório e a orientação das fraturas. Finalmente, é ressaltada a importância dos processos de otimização para melhorar os indicadores de desempenho do reservatório, tanto de produção quanto econômicos / Abstract: Due to the differentiated characteristics of naturally fractured reservoirs, the forecast of the behavior of these reservoirs has been subject of frequent studies in the oil industry. This work presents a study that aims to formulate mIes for selection of initial recovery strategy for naturally fractured reservoirs considering different reservoir properties and to study an optimization process for the proposed strategies. For the accomplishment of thi"swork, a literature review about the main aspects of naturally fractured reservoirs was made, and it was proposed a methodology to evaluate, through numerical simulation, the impact of some reservoir parameters and production strategies on the production forecast. The results demonstrate that the reservoir behavior is strongly influenced by the selected strategy. AIso, it can be observed that the selection of the initial strategy is a function of reservoir parameters such as matrix and fracture permeability, reservoir inc1ination and fracture orientation. Finally, is demonstrated the importance and usefulness of optimization processes for increasing the production and economic performance indicators / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo