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

Orientadores: Edson Wendland, Denis J. Schiozer / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-08-02T20:35:07Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Risso_ValmirFrancisco_M.pdf: 2778656 bytes, checksum: 48158893a2f0895766de90de6e48c991 (MD5) Previous issue date: 2002 / Mestrado

Orientador : Sergio Nascimento Bordalo / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-08-02T22:23:03Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Bezerra_MuriloValenca_M.pdf: 5666584 bytes, checksum: 4e3ea2021ba8f915134ec420233a656f (MD5) Previous issue date: 2002 / Resumo: A avaliação do método de elevação para determinada aplicação representa um passo importante no gerenciamento da produção de petróleo. Cada uma das tecnologias existentes apresenta vantagens e desvantagens específicas em termos de projeto e configuração dos equipamentos, custos de aquisição, confiabilidade, procedimentos de operação, intervenção e reparos. As atividades de análise e seleção de um método de elevação envolvem a pesquisa e organização de várias informações relativas ao reservatório, ao projeto do poço e às características dos fluidos que serão produzidos, além das considerações de especialistas envolvidos com a produção dos poços. O presente trabalho procura reunir estas informações e sistematizar os diferentes parâmetros envolvidos na análise e seleção de métodos de elevação, e propõe uma metodologia utilizando conceitos da lógica nebulosa, que possa simular o processo de avaliação realizado por especialistas ao considerar o contexto de produção existente / Abstract: The evaluation of artificial lift methods for a given field application represents an important step in the oil production management. There are some advantages and disadvantages for each of the technology applied, covering a number of different attributes such as well design, equipment installation and reability, capital costs, operation and maintenance practices. The activities of evaluation and selection demands research and organization in order to identify the necessary information from the reservoir, fluids and well design which will help the experts to decide. This work aims to set a artificial lift evaluation methodology which can be able to simulate the expert knowledge using fuzzy set and fuzzy logic theory / Mestrado / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Paulo Roberto Ribeiro / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica e Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-08-03T18:14:08Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Nunes_JoaoOtavioLeite_M.pdf: 4170180 bytes, checksum: 7c2064f4ba67fccb4f1c209b60bf69c7 (MD5) Previous issue date: 2002 / Resumo: O controle de poço sempre foi um assunto muito importante na exploração e explotação de óleo e gás, pois envolve aspectos econômicos, de segurança de pessoas e questões ambientais. O avanço das explorações offshore, particularmente em águas profundas e ultra-profundas, tem aumentado cada vez mais a relevância do controle de kicks e prevenção de blowouts. Práticas de perfuração largamente utilizadas têm sido otimizadas e reavaliadas, então novas tecnologias têm sido desenvolvidas para tratar problemas relacionados a operações de perfuração em águas profundas, tal como uma prática de controle de poço confiável e eficiente. Este esforço é de grande importância em paises como o Brasil, que tem a maior parte da produção de óleo e gás em campos offshore, sendo que a maioria dos campos localiza-se em águas profundas e ultra-profundas. Considerando-se tal cenário, um modelo matemático foi desenvolvido para simular um kick de gás e prever a variação de pressão na linha do choke e no espaço anular de um poço, durante uma situação de controle de poço em águas profundas. Considerações sobre o efeito da geometria do poço, perdas de carga por fricção, expansão do influxo e modelagem bifásica foram implementadas. O efeito de algumas variáveis no controle de poço, tais como o pit gain, lâmina d'água, densidade e reologia do fluido de perfuração e vazão de bombeio foram estudadas / Abstract: Well control has always been a very important issue in the oi! and gas exploitation business, since it involves money savings, people safety and environment threatening. The advancement of the exploration frontiers from onshore to offshore fields, particularly, deep and ultra-deep waters, has increased even more the relevance of kick control and blowout prevention during drilling operations. Widely used drilling practices have been optimized and re-evaluated, so have new technologies been developed to handle specific issues related to deepwater drilling operations, such as reliable and efficient well control practices. This effort has great importance to some countries like Brazil, which have most part of their oil and gas production concentrated on offshore wells, about of those reserves are located in deepwaters. Regarding such scenario, a mathematical model has been developed to simulate a gas kick and predict the pressure variation in the choke line and the annular space of the well during well control situation in deepwater scenarios. Considerations regarding the effects of wellbore geometry, frictional pressure losses, influx expansion, and two-phase flow aspects have been implemented in the present model. The effects of some variables in well control, such as the pit gain, water depth, mud weight and rheology and pump flow rate have been studied. / Mestrado / Geociencias / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientadores: Celso Kazuyuki Morooka, Sergio Nascimento Bordalo / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-25T22:21:03Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Carvalho_PauloCesarGassede_M.pdf: 7671437 bytes, checksum: 5c73626d53d31bb65617b10db9e1c11a (MD5) Previous issue date: 1999 / Resumo: Neste trabalho, buscou-se desenvolver um sistema inteligente de acompanhamento e controle de poços, que permita avaliar periodicamente o desempenho operacional de um campo de petróleo, produzindo com os poços equipados com BCP - Bombeio de Cavidades Progressivas. O trabalho foi desenvolvido em duas etapas principais. Inicialmente, foi realizada uma revisão bibliográfica sobre o BCP, voltada para a identificação dos pontos fundamentais, para proporcionar um melhor funcionamento do sistema. Em seguida, com base na experiência acumulada nos últimos anos com o acompanhamento de campos de petróleo na Bahia, procurou-se propor um sistema de controle para gerenciamento das operações de um campo de petróleo, voltado para o BCP. Este sistema utiliza técnicas de inteligência artificial, como conjuntos nebulosos. Espera-se que os resultados apresentados neste trabalho possam servir de base a gerentes, engenheiros, supervisores e operadores, para obterem um desempenho contínuo e otimizado deste método de elevação, na produção de petróleo / Abstract: The main purpose of this work is to develop an intelligent system to management and control, that allows to periodically evaluate the operational performance of a petroleum field producing with the wells equipped with PCP - Progressing Cavity Pump. The work was developed in two main stages. Initially, it was accomplished a literature search about PCP, in order to identify its fundamental parameters that provide a better operation of the system. Afterwards, based on the experience obtained during the last years with the accompaniment of petroleum fields in Bahia, it is proposed acontrol system for management of the petroleum field operations, centered to PCP. This system uses techniques of artificial intelligence, as fuzzy sets, to obtain better interpolations. It is desired that the results presented in this Master' s thesis can be useful to managers, engineers, supervisors and operators to obtain a continuous and optimized performance of this artificial lift method, at the petroleum production / Mestrado / Mestre em 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 2018-08-22T07:33:01Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Paternost_GuilhermeMiranda_M.pdf: 4957872 bytes, checksum: 34efcf3e5536aa84d89fa2b289df6cee (MD5) Previous issue date: 2013 / Resumo: O bombeio centrífugo submerso (BCS) é o segundo método de elevação artificial mais utilizado em poços de petróleo no mundo. Nestes poços, o equipamento está sujeito à influência de fluidos viscosos e à presença de gás livre, os quais impactam significativamente seu desempenho já que este é resultado da dinâmica de fluidos nos impelidores e difusores da bomba. Historicamente, devido ao escoamento de gás e de fluidos viscosos se tratarem de situações distintas, as maiorias dos estudos realizados analisam estes fenômenos separadamente vistos a complexidade e particularidades existentes de cada. O objetivo deste trabalho é a realização de um estudo experimental de avaliação do desempenho de uma bomba centrífuga sob os dois fenômenos, onde foi mensurado o impacto e a interação das principais variáveis que afetam seu desempenho. Para isto, foi construída uma bancada experimental constando de uma bomba centrífuga do tipo voluta, permitindo medir seu desempenho com água e fluido viscoso juntamente com os efeitos de fração de vazio, diâmetro de bolha e pressão de entrada. Foi também avaliada uma proposta existente de mapeamento do comportamento de uma bomba centrífuga operando com escoamento monofásico em função de números adimensionais que traduzem os efeitos combinados da viscosidade e da rotação. Foram sugeridas modificações e correlações baseadas nesta proposta e seus resultados comparados aos dados experimentais obtidos / Abstract: The Electrical Submersible Pumping (ESP) is the second most commonly used artificial lift method worldwide, being responsible for the highest amount of total fluids produced (oil and water). In wells using this method, the equipment may be subjected to viscous fluids and free gas flow, both affecting pump performance since it is a result of the fluid dynamics inside its impellers and diffusers. Generally, since the presence of free gas and liquid viscosity are independent phenomena, most studies so far have examined their effect separately due to their complexity. The purpose of this experimental study is to take another step towards understanding the performance of a centrifugal pump under these two phenomena, measuring the impact of the main variables involved. A testing rig consisting of a centrifugal pump of volute type was built, where its performance was measured with the varying effects of viscosity, void fraction and rotational speed / Mestrado / Explotação / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientadores: Ana Teresa Ferreira da Silva Gaspar, Denis José Schiozer / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica, Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-26T14:15:35Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Marques_LiviaMoraes_M.pdf: 3125937 bytes, checksum: 3a6fcd348f6c750ba19e1321813f734c (MD5) Previous issue date: 2014 / Resumo: A estratégia de produção é um importante componente do desenvolvimento exploratório de um reservatório de petróleo e gás natural. O nível de investimentos decorrentes da estratégia escolhida depende das características geológicas do campo, mas pode depender também do modelo econômico e do regime fiscal. Em 2010, o governo brasileiro alterou o marco regulatório para a exploração e produção das reservas do pré-sal localizadas nas bacias de Campos e Santos, de "concessão" para "contrato de partilha de produção" (CPP). Estudos prévios mostram que em cenários econômicos otimistas, a estratégia de recuperação otimizada apresenta baixa dependência dos regimes fiscais. Este trabalho considera quatro cenários econômicos para uma avaliação da influência do regime fiscal no desenvolvimento de um campo petrolífero em diferentes situações. Para isto, dois modelos de simulação numérica de reservatórios são submetidos ao processo de seleção de estratégia de produção para ambos os regimes fiscais a fim de realizar comparações através de indicadores de avaliação técnicos e econômicos. Considerando a seleção da estratégia de produção baseado na função-objetivo VPL (valor presente líquido) da empresa, os resultados indicam que o regime fiscal influencia a estratégia e o nível de investimento, principalmente em cenários econômicos mais pessimistas. O regime de partilha de produção foi projetado para arrecadar maiores participações governamentais. De fato, resultados indicam que a fatia governamental (FG) resultante das estratégias otimizadas para o CPP é superior à obtida pelo regime de concessão. No entanto, quando analisados em receitas governamentais (RG) nem sempre é superior sob o regime de partilha. Casos de reservatório com grande volume original de óleo in situ (VOOIS) geram maiores receitas totais se o campo for desenvolvido sob regime de concessão, ocasionando receitas superiores tanto para a companhia quanto para o governo. Resultados indicam a importância de se analisar com cautela as participações governamentais e interpretar corretamente ambos indicadores / Abstract: Production strategy is an important component of an oil and natural gas reservoir exploratory development. The level of investments derived from the chosen strategy depends on reservoir characteristics but it can also depends on the economic model and fiscal regime. In 2010, Brazilian government changed its regulatory framework for the exploration and production of the pre-salt reserves located in Campos and Santos basins regions from royalty and tax (R&T) to production sharing contract (PSC). Previous works have shown that, in optimistic scenarios, the optimal recovery strategy presents low dependency on fiscals systems. This work considers four economic scenarios for an evaluation of the fiscal regime influence on an oil field development under different situations. For this, two reservoir numeric simulation models were submitted to the production strategy selection process for both fiscal systems to make comparison using technical and operational evaluation indicators. Considering the production strategy development based in the company object-function NPV (net present value), the results indicates that the fiscal regime influence strategy and the level of investments, mainly in pessimistic economic scenarios. The PSC was designed aiming to generate higher government participations. Results indicate that, in fact, the resulting government take of the optimized strategies for PSC are superior to the results from R&T. However, when analyzed in government revenues, it is not always superior under PSC. Reservoir cases with high volumes of original oil in place (VOOIP) generate higher total revenue if the field is developed under R&T, resulting in higher revenue for both the company and the government. Results indicate the importance of analyzing the government participations with care and interpreting correctly both indicators / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestra em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Celso Kazuyuki Morooka / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-31T18:31:24Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Ruivo_FabiodeMoraes_M.pdf: 17548495 bytes, checksum: 37226ee732961b5cf34474ae1de89655 (MD5) Previous issue date: 2001 / Resumo: Nos últimos anos, o descomissionamento dos sistemas de produção offshore vem progressivamente ganhando importância no planejamento industrial e governamental. Embora vários trabalhos publicados avaliem algumas técnicas e os potenciais problemas e riscos relacionados ao final da vida produtiva desses sistemas, as operações de descomissionamento são relativamente inovadoras, principalmente nos campos brasileiros, pois só agora a indústria nacional está começando a lidar com o final da vida produtiva de seus campos de exploração e produção de petróleo e gás. Primeiramente, esta dissertação compreende uma revisão sobre a experiência internacional sobre o processo de descomissionamento baseada, principalmente, nas regiões do Mar do Norte (Reino Unido e Noruega) e Golfo do México (EUA). Após, apresenta qual seria a metodologia para se obter a 'Melhor Opção Factível para o Descomissionamento'. Na seqüência, são apresentadas as principais etapas do processo de descomissionamento, descrevendo-as. Finalmente, são discutidas algumas inferências sobre aspectos ambientais e econômicos envolvidos no processo de descomissionamento. Em suma, a principal intenção desta dissertação é motivar um amplo debate das questões tratadas e, também apresentar algumas das novas tendências em relação ao descomissionamento de instalações offshore / Abstract: Decommissioning offshore installations have been progressively increasing the concern of the industry, government and other stakeholders through the last years. Although several works published address to some techniques and to potential problems and risks related to cessation of the productive life of these systems, its decommissioning operations are in some extent an innovative issue. This is especially true in Brazilian's fields, since national industry is just beginning to deal with the end of productive life of its exploration and production petroleum and gas fields. Firstly, the present dissertation comprehends a review of decommissioning offshore international experience mainly based on European (UK and Norway) and North American (Gulf of Mexico) scenarios. Then, it presents which may be the methodology to achieve the 'Best Practicable Decommissioning Option. Following, the paper references to the main stages of decommissioning process, describes them. Finally, it is discussed some inferences about environmental and economics aspects involved in decommissioning process. To sum up, the main ambition of this dissertation is to stimulate debate about the pertinent issues as well illustrate some of the new trends concerning decommissioning offshore installations / Mestrado / Exploração / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientadores: Sergio Nascimento Bordalo, Denis Jose Schiozer / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-24T03:21:33Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Paiva_RonaldoOliveirade_M.pdf: 5372317 bytes, checksum: 87a623d365c62b997b5436706619b759 (MD5) Previous issue date: 1997 / Resumo: Os custos envolvidos em intervenções de sonda e a perda de receita nos poços aguardando intervenções são elevados. Este trabalho propõe métodos para analisar profundamente a priorização dos poços em que a sonda deverá intervir. Para determinar a seqüência de intervenção nos poços, é necessário comparar o gasto de sonda com as perdas dos poços. Para calcular as perdas dos poços, é necessário analisar a influência monetária do fechamento dos poços nas curvas de produção dos reservatórios. Neste trabalho, esta análise é feita utilizando-se um simulador numérico de reservatórios. São apresentadas, também, simplificações possíveis para um cálculo expedito. A priorização dos poços é baseada na redução do custo total do caminho, que se constitui da soma das perdas devidas à espera da intervenção, somadas aos custos das sondas. Para determinar o itinerário ideal das sondas, existem muitos algoritmos. Neste trabalho, são implementados e comparados alguns algoritmos considerados intuitivos e de simples implementação. Recomenda-se o algoritmo da Têmpera Simulada para priorizar os poços. Este algoritmo foi implementado para rotear sondas terrestres em uma região petrolífera brasileira. Otimizando as seqüências de intervenção realizadas no ano de 1996, nesta região, identificou-se uma economia potencial de 15%nas perdas de produção, equivalente a 4.000 metros cúbicos/anode petróleo (25.000 bbl/ano) / Abstract: The costs of workover and the loss of revenue in wells waiting workover rigs are very high. This work proposes methods to prioritize these wells in order to minimize the total cost. To determine the workover sequence it is necessary to compare the rig expense with the wells'losses. To ca1culatethe wells' losses, it is necessary to analyze the monetary influence of the well shutdown in the production curves. In this work, this analysis is made by using a numerical reservo ir simulator. Simplified ca1culation procedures are also presented. The priority of the wells is based on the reduction of the total cost, which consists of the rig costs plus the revenue losses due to workover waiting. There are many algorithms able to determine the ideal rig path. In this work, simple and intuitive algorithms, are implemented and ,)mpared. The Simulated Annealing algorithm is recommended. This algorithm was implemented to optimize workover rig routes in a brazilian production region. Otimization of the workover sequence carried out in that region in 1996 identified a potential economy of 15% in the production losses, equivalent to 4.000 'm POT. 3¿/year ofoil (25.000 bbl/year) / Mestrado / Mestre em Engenharia de Petróleo

Orientador: Celso Kazuyuki Morooka / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-17T11:31:27Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Patricio_AntonioRodrigues_M.pdf: 2945602 bytes, checksum: 88da6dc3f0c48b7573ec53f655e37348 (MD5) Previous issue date: 1992 / Resumo: A continuidade operacional e a segurança de uma plataforma de produção de petróleo são fortemente dependentes da confiabilidade e disponibilidade da planta de processo. Os resultados da produção são muitos sensíveis a distúrbios no process?, os quais podem acarretar perdas e/ou danos aos equipamentos. Em situações de contingência ocorrem tomada de decisões sob tensão emocional, resultando em ações incompletas ou incorretas que podem implicar em várias perdas. Uma aplicação da inteligência artificial denominada "sistema especialista", tem comprovado ser uma efetiva ferramenta computadorizada para resolução de problemas em muitas aplicações petrolíferas. Os sistemas especialistas tentam simular o processo de raciocínio de um especialista na e.xecução de uma tarefa altamente especializada. A resolução de problemas com sistema especialista combina análises qualitativa e quantitativa, resultando típicamente em respostas que são aceitáveis, mas não necessariamente exatas. Neste trabalho é apresentado um sistema especialista (SEPLANT), para resolução de problemas em plantas de processo através do uso de técnicas de inteligência artificial distribuída, que emprega esta filosofia em diferentes domínios de aplicação. Busca-se com o SEPLANT apoiar operadores na tomada correta de decisões em situações de contingência, num esforço de evitar erros e/ou perdas, no tocante a produção, danos aos equipamentos e considéravel redução do tempo de parada antes do restabelecimento do funcionamento do processo / Abstract: The operational continuity and safety of a petroleum production platfonn are strongly dependent on process plant reliability and availability. Production results are very sensitive to disturbances in the process, which may result in a drop in production and/or damage to equipment. Under contingency situations decision making occurs under emotional stress, normally resulting in incomplete or incorrect actions that may implicate in several losses. A application of artificial intelligence called expert systems, has proven to be an effective computerized problem solving tool in many oi! field applications. Expert systems, strive to simulate an experts re~oning process when perfonning a highly specialized task. Expert system problem solving combines both qualitative and quantitative analyses, and typically results in answers that are acceptable, but not necessarily exact. This work presents SEPLANT - system for problem-solving through the use of distributed artificial intelligence which use this paradigm in different applications domains. Its purpose is to aid operators in making the correct decisions in contingency situations, in an effort to avoid errors and/or reduce losses, in tenns of production, equipment damage and reduce the time lapse before the re-establishment of process / Mestrado / Mestre em Engenharia de Petróleo