Orientador: Denis Jose Schiozer / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-22T04:10:23Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Kikuchi_MarceloMassaru_M.pdf: 4330013 bytes, checksum: 5a8046cb97ddcbf3ff81d197fab325fd (MD5) Previous issue date: 1997 / Resumo: O controle da produção de água é uma tarefa difícil e muito estudada por profissionais da área de engenharia de petróleo. O controle pode ser feito de várias maneiras. Uma delas é a modificação da relação de mobilidade entre os fluidos através da utilização de polímeros e agentes tensoativos. Uma outra maneira é a utilização de barreiras artificiais para modificar a distribuição de potencial de pressão no reservatório. Existe ainda, a utilização do controle de parâmetros de produção para evitar o fenômeno de cone de água. É neste tipo de controle que este trabalho se enquadra. Este trabalho tem como objetivo principal desenvolver uma metodologia de otimização de parâmetros de produção para controlar o crescimento do cone de água. Esta otimização consiste em se determinar a localização e comprimento da completação e a vazão de produção através da maximização de uma função-objetivo que utiliza o valor presente da receita da produção de óleo, subtraindo as despesas decorrentes da produção de água. A metodologia, que consistiu em um processo iterativo com otimizações separadas de vazão de produção e completação, foi testada para três exemplos encontrados na literatura como problemas em que ocorre o cone de água. Finalmente, foi testada a eficácia da completação dupla no controle de cone em um dos exemplos, avaliando-se seus efeitos na produção acumulada de óleo e água / Abstract: The water production control is a difficult task and it can be controlled by many techniques. One of these techniques is to change the water-oil mobility ratio by using polymers and surface-active agents. Another technique is the use of barriers to obstruct the water fluxoThe technique investigated in this work is the control of production rate and completion interval to avoid water conning effects. The objective of this work is to develop an optimization routine to find the best values of production rate and completion interval in order to maximize an objective function which represents the net present value of oil production. The methodology used for this optimization is an iterative procedure with separated optimization of production rate and completion interval, resulting in a computer program that uses a reservoir simulator to optimize the objective function. by simulations This methodology was tested in three examples found in literature as problems of water coning, showing good results. The efficiency of dual completion was tested in one of the examples / 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 2018-07-22T10:39:06Z (GMT). No. of bitstreams: 1 VargasCuervo_CarlosHerman_M.pdf: 997903 bytes, checksum: f57f08714783491a870a9ec5929a807f (MD5) Previous issue date: 1997 / Mestrado

Orientador: Denis Schiozer / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-23T02:14:24Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Leitao_HelioChagas_M.pdf: 1880686 bytes, checksum: 4a6853f85aace28655871068eb61a3e9 (MD5) Previous issue date: 1997 / Mestrado

Orientador: Denis Jose Schiozer / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-26T02:04:25Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Santos_JosePedroMourados_M.pdf: 1302809 bytes, checksum: 654d68b213751708db80f051f579382b (MD5) Previous issue date: 2000 / Mestrado

Orientadores: Denis José Schiozer, Célio Maschio / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-18T20:59:19Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Vasconcelos_DavidDennysonSousa_M.pdf: 1907776 bytes, checksum: f7eeb89b73385df9b024d60d9968b96e (MD5) Previous issue date: 2011 / Resumo: As incertezas geológicas influenciam diretamente a previsão de comportamento de reservatórios de petróleo, podendo, muitas vezes, tornar mais complexo o uso de ferramentas como simuladores de fluxo. A integração de técnicas de redução de incertezas e ajuste de histórico ganha um importante destaque neste processo, principalmente devido às limitações apresentadas pelas técnicas tradicionais de ajuste de histórico, sobretudo em campos com poucos dados de produção e maiores incertezas. O objetivo principal desse trabalho é obter um ajuste de histórico probabilístico a partir da redução das incertezas do modelo de reservatório. A proposta desse estudo é apresentar contribuições a uma metodologia existente, com o objetivo de possibilitar o tratamento de um elevado número de atributos incertos e aumentar a eficiência do processo. O método consiste em um procedimento dinâmico de calibração de propriedades do reservatório, utilizando dados observados e técnicas de amostragem. Os atributos considerados, discretizados em níveis de incertezas (com uma probabilidade associada), são submetidos a um processo de amostragem, com o método de Hipercubo Latino e, posteriormente combinados estatisticamente. Cada combinação entre níveis dos diferentes atributos resulta em um modelo de simulação e, após realizadas as simulações, novas probabilidades são estimadas, para cada nível, a partir de um procedimento que utiliza a diferença entre os dados observados e simulados, relativos a cada modelo. A qualidade do ajuste obtido pode ser avaliada a partir das curvas de incertezas, compostas por modelos representativos das probabilidades iniciais e finais de cada atributo e através dos indicadores propostos nesse trabalho, como variabilidade das probabilidades e afastamentos por poço. Os resultados obtidos indicam um método capaz de fornecer resultados confiáveis no processo de mitigação de incertezas, quando há dados de histórico disponíveis. O aumento na qualidade dos resultados com esse método, para as situações onde os atributos possuem mais níveis discretos que o convencional (normalmente são 3 níveis), depende do esforço computacional (em termos do número de simulações). Contudo, não há um aumento expressivo do número de simulações, como ocorre na técnica de árvore de derivação usada em trabalhos anteriores / Abstract: The geological uncertainties influence directly the prediction of reservoir behavior, making more complex the use of tools such as flow simulators. The integration between mitigation uncertainties techniques and history matching gains an important emphasis in this process, mainly due to the limitations presented by history matching traditional techniques, especially in areas with little observed data and greater uncertainties. The main objective of this work is to set a probabilistic history matching from the mitigation of reservoir uncertainty. The purpose of this study is to provide input to an existing methodology, in order to allow treatment of a large number of uncertain attributes and increase process efficiency. The method involves a dynamic procedure of global and local calibration of the geological model, using observed data and sampling techniques. The considered attributes, discretized into uncertainty levels (with an associated probability), are undergoing a sampling process, with Latin Hypercube method and then statistically combined. Each combination among levels of different attributes results in a complete simulation model, and after the simulations are performed, new probabilities are estimated for each level, from a procedure that uses the difference between observed and simulated data for each model. The quality of the history matching process can be evaluated from the uncertainty curves, composed of representative models of initial and final probabilities of each attribute, and using the indicators proposed in this work, as probabilities variability and the difference between observed and simulated data by well. The results obtained with this methodology indicate a tool capable of providing reliable results in the uncertainty mitigation process, when there is observed data available. The increase in quality of results with this method, for situations where the attributes has a number of discrete levels higher than the conventional technique (3 levels) depends on the computational effort (in terms of simulations number), but without the significant increase in the simulations number, as in the derivation tree technique used in previous works / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Denis José Schiozer / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica / Made available in DSpace on 2018-08-19T21:21:13Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Silva_LucianadosSantos_M.pdf: 12675920 bytes, checksum: 63532a17aa12aa538936a8b7e2f0b435 (MD5) Previous issue date: 2011 / Resumo: A grande quantidade de incertezas presente na modelagem de reservatórios gera riscos na previsão de comportamento de um campo de petróleo. Assim, torna-se imprescindível o ajuste de histórico, que é a calibração do modelo de simulação do reservatório com os dados dinâmicos observados, aproximando o modelo da realidade e gerando previsões mais confiáveis. Diversas metodologias surgiram para integrar a análise de incertezas com o ajuste de histórico, mas devido à complexidade do processo, algumas delas só se aplicam a casos simples. A proposta deste trabalho é aplicar os métodos desenvolvidos por Moura Filho (2006), Becerra (2007) e Maschio et al. (2010) em um caso complexo sintético, similar a um modelo real de um reservatório de petróleo e avaliá-los para propor melhorias na metodologia. A técnica consiste em utilizar as diferenças entre os dados de produção observados e os simulados para reduzir as incertezas do reservatório, calculando as probabilidades dos níveis dos parâmetros incertos. Para isso, os atributos incertos são discretizados em três níveis e é feita uma análise de sensibilidade para escolher os atributos críticos, os quais são combinados através da árvore de derivação para gerar os diferentes modelos de simulação. Com os dados históricos (medidos) e simulados destes modelos, é feita a redistribuição das probabilidades dos níveis utilizando e comparando dois métodos: o de Moura Filho e Becerra (Método 1) e o de Maschio et al. (Método 2). Os resultados deles não mostraram boa eficiência na redução das incertezas para o caso estudado, pois as curvas continuaram muito espalhadas com relação ao histórico. Sendo assim, foram criados o Método 3, utilizando as melhores práticas da formulação dos dois estudados com o objetivo de tornar a metodologia mais robusta para uso em casos reais, e o Método 4, que é uma reaplicação do Método 3 após a redefinição dos valores dos níveis dos atributos. Uma comparação dos resultados dos quatro métodos mostra a evolução da redução das incertezas. Além disso, consegue-se diminuir a dispersão dos modelos representativos, centralizando-os com relação ao histórico de produção, o que permite uma melhor previsão de produção e maior confiabilidade na análise de risco de projetos futuros / Abstract: The large amount of uncertainties in reservoir modeling increases petroleum production forecast risks. Therefore, the history matching, which refines the simulation model to closely reproduce production data, is a vital procedure once it approximates numerical models to reality providing reliable predictions. Many methodologies were developed to integrate uncertainty analysis and history matching in order to mitigate the reservoir uncertainties by using the observed data, but due to the process complexity, some of them are applicable only in simple cases. In this context, the present work aims to evaluate the application of existing methods, developed by Moura Filho (2006), Becerra (2007) and Maschio et al. (2010), in a synthetic complex model (i.e. similar to a real field) and propose new methods with some improvements to be applied in real cases of the petroleum industry. The main characteristic of these methods is the use of differences between observed and simulated data to recalculate the probabilities distribution of uncertain parameters with the purpose of reducing reservoir uncertainties. To apply the methods, the uncertainty attributes are discretized in three levels and a sensibility analysis is done to select the critical attributes, which are combined by a derivative tree generating different simulation models. With history and simulated data of these models, the redistribution of occurrence probabilities is made with different formulas: Moura Filho e Becerra (Method 1) and Maschio et al. (Method 2). These two methods are compared and their results don't show good efficiency in uncertainty reduction of the studied case, because the final curves remain widely scattered around history data. Then, two methods are proposed, Method 3, which combines the best practices of the two reviewed ones, making it robust to be used in real cases with a great number of wells and production functions to be adjusted such as water production and pressure. The second proposed one, Method 4, is a reapplication of the third method with a redefinition of attribute values in order to refine the results. A comparison of the results of the four methods shows an evolution in the uncertainty reduction. Besides that, there is a decrease in the dispersion of the representative curves, which are centralized around the history data, providing a better production forecast and greater reliability in risk analysis of future projects / 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 / Made available in DSpace on 2018-08-02T08:59:36Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Santos_JoseAugustoMartinsdos_M.pdf: 1000620 bytes, checksum: e7414ef45a888ba660233f4bfc4e9686 (MD5) Previous issue date: 2002 / Mestrado

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: 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