Orientadores: Denis Jose Schiozer, Martin Julian Blunt / Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica e Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-08-13T09:49:42Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Beraldo_ValcirTadeu_D.pdf: 9605890 bytes, checksum: 4a102164c597164e50bd6a9d11c41c7c (MD5) Previous issue date: 2008 / Resumo: A variação espacial da composição inicial do óleo é um fenômeno que aparece em alguns reservatórios e que deve ser considerada nas simulações. O objetivo desta tese é implementar uma formulação que considera essa variação em simuladores por linhas de corrente. Esse tipo de simulação pode, em muitas situações, ser mais rápido que os simuladores por diferenças finitas. Uma das limitações importantes da simulação por linhas de corrente é o tratamento de compressibilidades de rocha e fluido. Por isso, foi também implementada uma formulação que considera compressibilidade com variação da qualidade do óleo. Inicialmente um simulador bifásico por linhas de corrente para sistema incompressível foi alterado para trabalhar com dois componentes na fase óleo, permitindo assim considerar a variação das propriedades desta fase. Em seguida, o simulador foi modificado, incorporando a formulação para sistemas compressíveis com variação de qualidade de óleo. Foi necessário criar, nesta fase, alguns procedimentos para tornar o programa estável nas diversas situações testadas. As implementações foram validadas através de comparações com simuladores comerciais por diferenças finitas em uma série de modelos que representam situações normalmente encontradas. Os testes mostraram que, em ambas formulações, foi possível a reprodução satisfatória dos resultados, utilizando os simuladores por linha de corrente. Na formulação para sistema compressível, foi feita uma análise de sensibilidade do tempo de execução e da qualidade da solução a alguns parâmetros de controle numérico que foram definidos no código computacional. Em modelos de sistemas compressíveis com variação nas propriedades de óleo, heterogêneos e refinados, os resultados mostraram que a combinação adequada de parâmetros permite a simulação por linhas de corrente em tempos sensivelmente menores que a simulação por diferenças finitas, mantendo-se a qualidade dos resultados. / Abstract: Spatial oil composition variation can be found in some reservoirs and it has to be considered in simulations. The goal of this thesis is to implement a formulation that considers this variation in streamline simulators, which can be, in many situations, faster than finite difference simulators. One of the important restraints of streamline simulations is the treatment of rock and fluid compressibility. Therefore, a formulation that considers oil quality variation with compressibility has also been implemented. At first, a two phase streamline simulator for incompressible system was modified to work with two components in the oleic phase, allowing consideration of property variations on this phase. Then, the simulator was modified in order to incorporate the formulation for compressible system with oil quality variation. The implementations have been validated by comparisons with a finite difference commercial simulator in several compressible reservoir models, showing good results. Using the formulation for compressible systems, it has been done a sensitivity analysis of execution time and quality of solution with the variation of some numerical parameters that have been defined in the computational code. In models of heterogeneous and very refined reservoirs with oil property variation, the results showed that the appropriate combination of numerical parameters allows running the streamline simulation much faster than finite difference simulation, while keeping the quality of the results. / Doutorado / Reservatórios e Gestão / Doutor em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Celso Kazuyuki Morooka / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica e Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-08-13T09:48:02Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Tsukada_RaphaelIssamu_M.pdf: 4706299 bytes, checksum: b217ddb6687b4f89959018a445ff1dee (MD5) Previous issue date: 2009 / Resumo: O presente trabalho tem como objetivo principal caracterizar o comportamento dinâmico de risers em configuração catenária (SCR) sob os efeitos do fenômeno da vibração induzida por vórtices (VIV). Estes estudos foram realizados através de experimentos e simulações numéricas. O experimento foi realizado com modelo de SCR em escala reduzida em um tanque de provas sob várias condições simuladas do ambiente, variando a velocidade do carro dinamométrico, a amplitude dos movimentos impostos no topo do modelo, amplitudes e períodos de ondas. As simulações numéricas foram realizadas usando um modelo de VIV criado para a avaliação de risers rígidos verticais. Modificações para o modelo foram implementadas de forma a considerar a inclinação do riser em relação ao escoamento e os movimentos apresentados pela SCR. Os resultados experimentais e numéricos apresentaram algumas características de comportamento semelhantes aos dos risers utilizados para grandes lâminas da água, verificados por outros pesquisadores, tais como: os altos harmônicos da freqüência de desprendimento de vórtices e o comportamento misto de standing e travelling waves. Uma boa concordância foi observada comparação entre os resultados experimentais e numéricos. / Abstract: The primary objective of this work is to characterize the dynamic behavior of steel catenary risers (SCR) under the effects of the Vortex-Induced Vibration (VIV) phenomenon. This study was conducted applying both experimental and numerical approaches. A SCR model test was performed in a towing tank under several simulated environment condition combinations such as; varying the towing speed, riser top forced oscillation amplitudes and surface wave characteristics. Numerical simulations were computed using an empirical VIV model created for the evaluation of top tensioned vertical rigid risers. Modifications to the model were implemented to allow consideration for the inclination of the riser relative to the fluid flow and the movement of the SCR. The experimental e numerical results present some dynamic behavior characteristics similar to that of deep sea risers found by others researcher mainly high harmonics of the vortex shedding frequency and a mix of standing and traveling wave behavior. Results from the comparison of experimental and numerical results have shown a good agreement. / Mestrado / Explotação / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Denis Jose Schiozer / Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica e Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-08-13T11:18:36Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Risso_ValmirFrancisco_D.pdf: 9435021 bytes, checksum: 278e304092ceeb3f841e585ac7a34e55 (MD5) Previous issue date: 2007 / Resumo: O ajuste de histórico de produção tem como principal objetivo calibrar modelos numéricos de campos de petróleo para que os resultados de produção e de pressão da simulação sejam coerentes com o histórico de produção e de pressão observados e que estes modelos ajustados possam ser usados na previsão de produção com maior confiabilidade. Essa técnica apresenta algumas limitações, principalmente no início do desenvolvimento do campo quando há menos dados observados e as incertezas são maiores, o que torna o processo de ajuste do modelo numérico menos confiável. Com o avanço das técnicas de processamento sísmico e com a sísmica 4D, já é possível a obtenção de mapas de saturação do campo e com essa informação adicional, melhorar a qualidade do modelo em estudo possibilitando realizar previsões de comportamento do campo mais confiáveis, principalmente em campos onde a água proveniente de poços injetores ou de aqüíferos ainda não alcançou os poços produtores. O trabalho atual propõe uma metodologia para aumentar a confiabilidade do modelo numérico através da incorporação dos mapas de saturação no processo de ajuste do histórico do campo, combinando estas informações com os dados de produção de óleo, água e gás, de injeção e de pressão. A utilização dos mapas no processo de ajuste aumenta o número de parâmetros a serem analisados no processo de ajuste, aumentando assim o número de simulações necessárias e dificultando a análise dos resultados. Uma alternativa para tentar minimizar esse problema é a metodologia do planejamento estatístico e da superfície de resposta, a qual permite estudar um número maior de variáveis e regiões críticas ao mesmo tempo possibilitando otimizar ou minimizar várias respostas simultaneamente, estruturando melhor as etapas do processo de ajuste evitando-se o processo usual de tentativa e erro. / Abstract: The main objective of history matching is to improve numerical models of oil fields by incorporating observed data, production and pressure, into the characterization process, in order to obtain more reliable production forecasting. This technique presents some limitations mainly in the beginning of the development of oil fields, when less information is available and higher uncertainties are present. With seismic 4D, it is possible to obtain saturation maps allowing the improvement of the numerical model yielding a more reliable production forecasting. The objective of this work is to developed a methodology to improve the numerical model through the incorporation of the saturation maps in the process of history matching. The process requires a higher number of critical parameters to be analyzed in the adjustment process; therefore, it is necessary to increase the number of simulations yielding a more complex procedure. An alternative to minimize this problem is the statistical design and response surface methodologies which allow to study many variables and regions at the same time. It is possible to optimize some answers simultaneously, improving the process by reducing the manual work yielding better results. / Doutorado / Reservatórios e Gestão / Doutor em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Sergio Nascimento Bordalo / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-08-14T18:41:08Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Oliveira_RafaeldeCastro_M.pdf: 1603033 bytes, checksum: 5b19ae643a703f87aab5fd52d37d741a (MD5) Previous issue date: 2005 / Resumo: A deposição de parafinas em dutos submarinos é um sério problema para a produção marítima de petróleo. Parafinas são substâncias orgânicas caracterizadas por longas cadeias de carbono e hidrogênio, formadas por ligações covalentes simples, apresentando peso molecular elevado, devido ao grande número de átomos de carbono. Parafinas precipitam-se de soluções oleosas devido a um decréscimo de temperatura, e com o tempo, a parafina sólida fora da solução líquida deposita-se nas paredes das tubulações obstruindo o fluxo e ocasionando o aumento de perda de carga por fricção nas linhas. Em conseqüência, ocorre diminuição da vazão dos fluidos e entupimento da seção do duto de produção, entre outros problemas. O presente trabalho visa estudar esse fenômeno na produção de petróleo no mar, onde existe um gradiente térmico ao longo do escoamento devido à elevada diferença de temperatura entre o reservatório e o fundo do oceano. Para esse fim, foi construído um aparato experimental que consiste em uma tubulação horizontal de 25,4 mm (1") de diâmetro e cerca de 13 metros de comprimento, imersa em um banho de água gelada. Medidas de gradiente de pressão e de temperatura são efetuadas ao longo da tubulação, de modo a estudar o efeito da presença de água no escoamento, em relação ao fluxo monofásico de óleo, na deposição de parafina e no aumento do gradiente de pressão. / Abstract: The paraffin deposition in submarine pipelines poses a serious problem for the offshore oil production. Paraffins are organic substances characterized by long chains of carbon and hydrogen, linked by simple covalent bonds, presenting high molecular weight, due to the large number of carbon atoms. Paraffins precipitate off oily solutions due to a temperature decrease, and with time, the solid paraffin out of the liquid solution deposits on the walls of the pipeline, obstructing the flow and causing an increase of the pressure drop along the lines. Consequently, a reduction of the flow rate occurs, as well as clogging of the cross section of the production duct, among others problems. The present work aims to study this phenomenon in the case of oil production at the sea, where a thermal gradient exists along the flowlines, due to high temperature difference between the petroleum reservoir and the bottom of the ocean. To this end, an experimental apparatus was built consisting of an horizontal pipeline about 13 meters long with a 25,4 mm (1 in) diameter, immersed in a chilly water bath. Measurements of temperature and pressure were taken along the length of the pipeline, to study the effect of the two-phase flow, in relation to the single-phase flow, on the paraffin deposition and on the increase of the pressure gradient. / Mestrado / Explotação / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientadores: Celso Kazuyuki Morooka, Jose Ricardo Pelaquim Mendes, Kazuo Miura / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica, Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-15T22:58:32Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Chipindu_NjaloSocratesChipongue_M.pdf: 4694196 bytes, checksum: 6b99e27328776d4bdf9d03833efef6f0 (MD5) Previous issue date: 2010 / Resumo: Os problemas na perfuração de poços de petróleo são responsáveis pela maior parte dos tempos não produtivos, elevando assim os custos diários das operações. Portanto, o estudo e o entendimento destes problemas contribuirá para a otimização da perfuração, melhorando assim as práticas ou mitigando os efeitos severos das anormalidades. O presente trabalho apresenta três procedimentos para identificação das causas dos problemas que poderão auxiliar o jovem profissional a caracterizar os mais variados problemas que ocorrem durante a perfuração de um poço. Neste escopo são abordadas apenas as ocorrências pré-classificadas como dificuldade de manobra, dificuldade de avanço, e prisão. O estudo usa dados dos boletins diários de perfuração dos poços, dados de mudlogging, dados obtidos por ferramentas de monitoramento contínuo da perfuração e outros dados como o fluido utilizado, a configuração da composição de fundo, o desgaste de broca, o gráfico do caliper, litologia e trajetória do poço. A caracterização dos problemas é feita mediante a identificação e associação de eventos que levam a formular hipóteses das prováveis causas dos problemas. Dois grupos de pesquisa (Unicamp e Genesis do Brasil) em engenharia de poço implementaram separadamente os procedimentos propostos. Os resultados foram coincidentes para a maioria trechos de poços marítimos de desenvolvimento analisados, o que atesta a eficácia dos procedimentos diagnósticos. Este estudo é importante para indústria, pois pode maximizar a eficiência na perfuração, através da minimização e/ou eliminação dos tempos não produtivos, responsáveis por avultadas perdas econômicas, além de permitir tornar mais robustas as ferramentas de acompanhamento, em tempo real, das operações de perfuração, na tomada de decisões e na melhoria do processo de planejamento de poço / Abstract: Drilling problems are accountable for the majority of the non productive times in the industry raising the daily operations costs. Therefore, the study and understanding of the problems will contribute to the drilling optimization, improving the practices or by mitigating their severe effects. The present work presents three procedures for identification of causes of drilling problems which can help the young professionals to characterize a wide range of problems that occur while drilling an oil well. In this scope they are studied only the problems pre-classified by occurrence as: problems in tripping, problem in drilling ahead and stuck pipe. The study uses data from the daily drilling reports, mudlogging data, on time monitoring tools data and mud data, Bottom Hole Assembly composition, bit wear report, caliper data, litology and well trajectory. The characterization of the problems is made by identification and association of the events that lead to formulate the hypotheses of the probable causes of the problems. Two research groups (Unicamp and Genesis do Brasil) in well engineering implemented separately the three proposed procedures. The results were coincident for the majority of the analyzed intervals of offshore development wells, demonstrating the efficacy of the proposed procedures. This work is important to the industry since it leads to the drilling efficiency maximization by minimization and/or elimination non productive times that are the main responsible for economic losses, beside the fact that these findings can be used to boost the capacity of the monitoring and logging tools as well as to support the on time decision making and to improve well planning process / Mestrado / Explotação / 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

Orientadores: Celso Kazuyuki Morooka, Sergio Nascimento Bordalo / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica e Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-08-12T07:18:10Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Valdivia_PauloGuilger_M.pdf: 3149280 bytes, checksum: 67a3cd4d1474a0a93fd6072dff86c551 (MD5) Previous issue date: 2008 / Resumo: Risers de produção são dutos com a função de transportar os fluidos do poço produtor de petróleo, no leito marinho, à unidade de produção na superfície do mar. O presente trabalho tem como objetivo principal caracterizar a resposta dinâmica de um riser em configuração de catenária sob influência do escoamento de hidrocarbonetos em seu interior. Observa-se da literatura que poucos trabalhos podem ser encontrados abordando a questão da influência do escoamento interno no comportamento estático e dinâmico desse sistema de riser. Com esta finalidade, foi projetado e elaborado um modelo reduzido de um riser rígido em catenária (SCR - Steel Catenary Riser) para ensaios em laboratório. Considerou-se como protótipo um SCR em operação em lâmina de água de 900 metros. Os valores de vazão de campo foram considerados no desenvolvimento, e testes foram conduzidos, produzindo escoamento bifásico água e ar, representando o escoamento bifásico de óleo e gás no interior de um riser. Além disso, um modelo numérico da literatura foi implementado, a fim de simular o carregamento gerado pelo escoamento interno no duto. Os resultados obtidos experimentalmente, em termos de amplitudes de deslocamentos, freqüências de resposta e forças, foram comparados com valores gerados para o modelo de riser através de simulação numérica. Os valores obtidos através de simulação numérica mostraram boa equivalência com o experimento, e os ensaios mais bem representados pela implementação foram aqueles nos quais ocorreu padrão bifásico golfadas. / Abstract: The pipe which transports fluids from the petroleum production well, on the seabed, up to the production unity, on the sea surface, is named riser. The main objective of this work is to characterize the dynamic response of a riser, hanging in catenary configuration, with the influence of the internal flow of hydrocarbons. It was observed from literature, that only a few works have the approach of considering the internal flow in the riser static and dynamic behavior. On this purpose, a laboratory-scale model was designed and assembled, based on the properties of a SCR (Steel Catenary Riser). The prototype which was considered operates in 900 meters water depth and its values of field flow rates were taken into account. Flow tests were conducted with two-phase water and air mixtures, representing oil and gas inside the riser. Moreover, a numerical model from literature was implemented in order to reproduce the loading generated by the internal flow. Results obtained experimentally, in terms of displacements amplitude, response frequencies and forces, were compared with values generated for the riser model through numerical simulation. The values obtained by numerical simulation showed good agreement with experimental results, and the cases that were best represented by implementation were those that the two-phase flow occurred in slug pattern. / Mestrado / Explotação / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Denis Jose Schiozer / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica, Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-08-12T14:20:01Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Grecco_ConstantinoBornia_M.pdf: 11107825 bytes, checksum: a7e93880683d25011e16d6e8aaab8be3 (MD5) Previous issue date: 2008 / Resumo: A técnica de ajuste de histórico de produção consiste em modificar um modelo de simulação de reservatório para que ele fique consistente com os dados de produção, dentro das restrições observadas na fase de caracterização geológica. Essa técnica é limitada, principalmente em campos antigos, quando o histórico de produção não é muito confiável, ou no início de produção, quando há menos dados observados e as incertezas são maiores. O advento de novas tecnologias para obtenção de dados de saturação no decorrer da vida produtiva dos reservatórios, como é o caso da sísmica 4D e das ferramentas de perfilagem TDT/TDM, ajudou a superar algumas dificuldades da fase de construção do modelo geológico, mas o grande desafio tem sido em utilizar esses dados de maneira a beneficiar a produção de petróleo. Metodologias de ajuste de histórico utilizando dados de saturação da sísmica 4D já são encontrados na literatura, mas nenhum trabalho foi encontrado utilizando os dados de perfis. A vantagem dos dados de perfilagem é a maior precisão, mas, por outro lado, as informações são limitadas a alguns pés ao redor dos poços. O objetivo deste trabalho é integrar o processo tradicional de ajuste de histórico com dados de saturação de perfis, desenvolvendo modelos de simulação mais precisos, produzindo previsões de produção mais confiáveis e facilitando futuras tomadas de decisão. Os dados de saturação são utilizados como um novo parâmetro a ser ajustado e como uma ferramenta auxiliar para a definição das regiões críticas do reservatório, que serão alteradas. Uma metodologia de ajuste de histórico assistido utilizando dados de saturação, linhas de fluxo e um algoritmo de otimização é proposta e aplicada a um modelo sintético de reservatório. Parâmetros do processo são estudados e detalhados, achando a melhor maneira de usar os dados. O modelo também é ajustado sem o uso de informações de saturação e previsões dos modelos ajustados são comparadas, mostrando os benefícios e restrições da nova metodologia. / Abstract: In the production history matching process, the reservoir simulation model is modified in a way that it becomes consistent with production data, keeping the observed restrictions of the geological characterization phase. This technique is limited, mainly in mature fields, when the production history is not reliable, or in the beginning of production, when there are only a few observed data and uncertainties are higher. The development of new saturation data acquisition tools, such as 4D seismic and TDT/TDM logging tools helped to overcome some difficulties in the geologic model construction phase but the great challenge is how to use this data in a way to improve the petroleum production. History matching methodologies integrated with saturation data from 4D seismic are available in literature but no publications that utilize saturation data obtained from well logging were found. The advantage of the logging tools is the data accuracy but, on the other hand, it is limited to a few feet around the wells. The main objective of this project is to integrate the traditional history matching process with logging saturation data, developing more reliable simulation models and production forecasts and assisting future decision making processes. The saturation data is utilized as a new parameter to be matched as well as an auxiliary tool to help to determine critical regions which will be modified. An assisted history matching methodology utilizing saturation data, streamlines and an optimization algorithm is proposed and applied to a synthetic reservoir model. Parameters of the process are studied and detailed, finding the best way to use the data. The model is also history matched with no saturation information and predictions of the matched models are compared, showing the benefits and restrictions of the new methodology. / 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 Geonciências / Made available in DSpace on 2018-08-25T02:58:58Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Barreto_CarlosEduardoAndradeGomes_D.pdf: 32862139 bytes, checksum: a675c53341d5c762ef1540a698f013c6 (MD5) Previous issue date: 2014 / Resumo: O posicionamento de válvulas de controle ao longo de poços de petróleo é baseado na viabilidade econômica de sua instalação para melhorar o desempenho da produção considerando o controle do escoamento do reservatório para o poço. Para tomar a decisão de instalar essas válvulas, frequentemente, a simulação de reservatórios é utilizada para representar a operação do sistema produtivo e auxiliar a estimativa dos benefícios econômicos e a avaliação de risco de fazer os investimentos requeridos. Entretanto, para casos específicos, o elevado número de variáveis envolvidos na solução deste problema e a relação entre os recursos computacionais disponíveis e o tempo necessário para avaliação fazem com que métodos tradicionais de otimização e seleção demandem muito esforço computacional sendo até inviáveis para algumas aplicações. Este trabalho propõe um método de otimização que utiliza dados técnicos e econômicos gerados na previsão do comportamento do reservatório para auxiliar na otimização e seleção de válvulas de controle em poços produtores. O principal objetivo do método é reduzir o número de variáveis do problema e o espaço de busca das variáveis delimitando regiões com maiores potenciais para serem analisadas. Selecionam-se quais regiões dos poços tem maior potencial de avaliação a partir do uso de indicadores de produção e econômicos. Com esta análise, a otimização é realizada por partes, privilegiando inicialmente as análises nas regiões com maior potencial e seguindo na direção das regiões com menor potencial até não ser mais encontrada a viabilidade de aplicação de válvulas. Cada região é otimizada de forma isolada. Isto evita a análise de regiões com menor potencial mesmo antes de avaliações em regiões potencialmente viáveis. Para avaliar a eficiência do método, os resultados encontrados são comparados com resultados gerados por um algoritmo evolucionário. A metodologia é aplicada em casos simples para avaliar o desempenho do método e melhor comparar com as repostas do algoritmo evolucionário e é aplicada em casos mais complexos para avaliar o desempenho do método em condições mais próximos aos reais. Os resultados para o caso simples mostraram que o método proposto atingiu soluções similares aos encontrados pelo algoritmo evolucionário, mas com um número de simulações reduzido. Já para o caso mais complexo, os resultados apresentados pelo método proposto foram superiores e o algoritmo evolucionário apresentou dificuldade em solucionar o problema com o número máximo de simulações permitidas. O uso de dados técnicos e econômicos auxiliou de forma relevante na evolução do método de otimização, uma vez que reduziram o número de variáveis e o espaço de busca. Em cada caso, as os indicadores das alternativas testadas se mantiveram próximas aos da solução otimizada desde o início da simulação e não houve uma dispersão significativa, comparando com as soluções testadas pelo algoritmo evolucionário. Além disso, as avaliações mostram que o valor presente líquido de um projeto pode aumentar significativamente com a inclusão de válvulas de controle. Observa-se também uma influência significativa do cenário econômico no resultado das otimizações. Portanto, o método proposto pode ser utilizado em problemas reais com relevantes restrições computacionais e de tempo ao invés do uso de métodos tradicionais de otimização. Conclui-se que o método de otimização proposto atingiu os objetivos de ser eficiente na busca da solução ótima com um número reduzido de simulações de reservatórios. O uso de indicadores para guiar o método de otimização reduz o espaço de busca e evita a avaliação de alternativas com baixo potencial de aplicação. A otimização por partes é um instrumento que pode ser utilizado na otimização de válvulas de controle e auxilia na melhoria do desempenho do processo como um todo e, se bem utilizado, não interfere negativamente na obtenção de soluções próximas à ótima. Além disso, o uso de válvulas de controle se mostra viável em casos específicos, principalmente em casos em que existe uma restrição na vazão da plataforma. As válvulas de controle também são eficientes no aumento da produção total de óleo e na redução da vazão de água nos anos logo após a chegada de água, apesar de a produção total de água possa ser maior / Abstract: The selection of number and position of inflow control valves in petroleum wells is complex and involves a high number of analyses to determine their viability of installation. Reservoir simulation can be used to represent valve operation and forecast production to evaluate the benefits in long terms. However, in specific cases, the high number of variables involved in this type of problem associated with the usual time-consuming of a single reservoir simulation made traditional optimization methods inefficient to solve the problem within an adequate time frame. This work proposes a dynamic optimization process that uses economic and technical indicators to speed up the process. The main ideia is to improve the exploration efficiency of the search space by selecting more potential well regions to start the process and to use an optimization workflow that splits the whole optimization in some suboptimization processes to evaluate each region at time. To assess the effectiveness of the proposed method, its results are checked by comparing them with those of an evolutionary algorithm using a simple example. The methodology is also applied in a more complex example with different geological scenarios. The results show that the proposed method achieves good results when compared with the evolutionary algorithm results. The design optimization in the complex example shows that the dynamic process is able to significantly increase the Net Present Value of the field with an acceptable number of simulation runs. It is also shown that the use of economic and technical indicators can be applied to reduce the number of variables of the problem, to define suitable constraints for each variable and to help the initial guess of seeds for the optimization method. It is concluded that the proposed methodology can be efficiently used to optimize inflow control valve design in cases in which computational resources and available time are limited. The use of indicators to better explore the search space is a viable way to selected more potential alternatives to be analyzed. The division of the whole optimization process in smaller pieces is an alternative to reduce the number of variables and to make faster evaluation, whitout loosing precision. In addition, the application of valves can improve total oil production, to retard water breakthrough and to reduce the water flow rate in the begginig of the water production, even with an increase in the total water production / Doutorado / Reservatórios e Gestão / Doutor em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Denis Jose Schiozer / Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica, Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-26T05:42:36Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Avansi_GuilhermeDaniel_D.pdf: 12200632 bytes, checksum: d09b5daf81970a904dbbb737178de400 (MD5) Previous issue date: 2014 / Resumo: A simulação numérica é fundamental para a engenharia de reservatórios, possibilitando a previsão de produção e avaliação de modelos em diferentes estágios da vida produtiva de um campo. Todavia, para isso, é necessário calibrar os modelos com dados de histórico de produção e mapas, sendo indispensável um modelo geológico confiável para gerar modelos numéricos consistentes. O processo de ajuste de histórico tem sido integrado às áreas de estudo de caracterização de reservatórios e sísmica 4D para que melhores resultados possam ser obtidos. Muitas vezes, é difícil testar a aplicabilidade de novas metodologias nessas áreas de trabalho, pois os reservatórios reais são desconhecidos no momento das decisões, e raramente são feitos estudos posteriores para isso. Dessa forma, um dos objetivos principais desta tese é a criação de um modelo sintético (UNISIM-I-R), com características reais e resposta conhecida, a partir de dados públicos do Campo de Namorado, Bacia de Campos, Brasil, de forma que o reservatório real possa ser substituído por um modelo de referência para que metodologias sejam testadas e comparadas durante as fases de pré e pós-desenvolvimento do campo. Para testar as aplicações, outros dois modelos são criados, UNISIM-I-D e UNISIM-I-H, para que metodologias de estratégia de produção e de ajuste de histórico sejam testadas, validadas e comparadas. A aplicação utilizada e apresentada neste trabalho é a de ajuste de histórico, integrada à caracterização geológica e sísmica 4D. Mostra-se o ajuste simultâneo de diferentes funções-objetivo, mantendo a consistência dos modelos gerados, de modo a resultar em previsões de produção confiáveis. Para que modelos geológicos sejam calibrados durante a fase de caracterização integrada ao ajuste, perturba-se o modelo geológico utilizando poços virtuais. Sendo assim, as principais contribuições deste trabalho são a construção de um problema típico da engenharia de reservatórios, com resposta conhecida, e de uma metodologia de ajuste de histórico integrada com a caracterização de reservatórios e sísmica 4D, a qual preserva a consistência geológica dos modelos gerados / Abstract: Numerical simulation is essential for reservoir engineering, allowing the production forecasting and models evaluation in different stages of field production. Besides quantifying reservoir uncertainties in a field planning and developing, it is necessary to adjust models with history production and map data, being indispensable a reliable geological model to get consistent numerical ones. History matching process has been integrated to reservoir characterization and 4D seismic study areas in order to get better results. The applicability of new technologies in these areas is frequently restricted to real reservoir applications, once they are unknown at the time of the decision making, and further studies are rarely made for this. This work aims the creation of a synthetic model, UNISIM-I-R, using a public dataset from Namorado Field, Campos Basin, Brazil, where the real reservoir is replaced with a reference model with known properties, so that methodologies can be tested and compared in a pre and post-development stages of field production. In order to test the applications, two other models are built, UNISIM-I-D and UNISIM-I-H, testing, comparing and validating selection of production strategy and history matching approaches. The proposed and used application is the history matching, reservoir characterization and 4D seismic integrated studies. This way, a simultaneous calibration of different objective-function is proposed, keeping the geological consistency in an adjustment approach for a reliable forecast production. However, it is necessary to perturb the geological model using virtual wells during the reservoir characterization to get the calibration. In conclusion, the main contributions of the presented work are the construction of a typical reservoir engineering problem, with known answer, and the development of an integrated history matching by reservoir characterization and 4D seismic, which preserves the consistency of geological models construction / Doutorado / Reservatórios e Gestão / Doutor em Ciências e Engenharia de Petróleo