Orientador: Osvaldo Luís Manzoli / Banca: Flavia de Oliveira Lima Falcão / Banca: Leonardo José do Nascimento Guimarães / Resumo: A técnica de fraturamento hidráulico é amplamente utilizada na indústria petrolífera para aumentar a permeabilidade da rocha-reservatório numa região próxima ao poço e permitir a extração, e consequente produção, de hidrocarbonetos armazenados em seus poros. Primeiramente a rocha é perfurada criando-se um poço e então injeta-se fluido a uma pressão suficientemente alta para fraturar a rocha. A injeção contínua de fluido permite que as fraturas se propaguem pelo reservatório, formando assim canais de alta permeabilidade. A modelagem e simulação computacional de fraturamento hidráulico são complexas em função da física envolvida no processo. O presente trabalho objetiva o estudo da formação e propagação de fraturas induzidas hidraulicamente em meios rochosos de baixa permeabilidade e também tem o propósito de verificar se a metodologia adotada é capaz de reproduzir características apresentadas num processo de fraturamento hidráulico, como a pressão necessária para causar a ruptura da rocha. Para tal, apresenta-se a técnica de fragmentação da malha utilizando elementos finitos de elevada razão de aspecto (ou elementos de interface) para representar a fratura, aos quais são atribuídas relações constitutivas baseadas na mecânica do dano. Além disso, os elementos de interface também possuem um acoplamento hidromecânico capaz de representar o canal de alta permeabilidade devido à ocorrência da fratura. Os resultados obtidos mostraram que os elementos de interface asso... (Resumo completo, clicar acesso eletrônico abaixo) / Abstract: The hydraulic fracturing technique is widely used to increase the permeability of reservoirs in the vicinity of the well and to allow the extraction and subsequent production of hydrocarbons trapped in its pores. Firstly, the rock is drilled, creating a well and then a fluid is injected at a sufficiently high pressure to fracture the rock. The continuous fluid injection allows the fractures to propagate through the reservoir, thereby forming some high permeability paths. The computer modeling and simulation of hydraulic fracturing are complex due to the physics involved in the process. This work aims to study the formation and propagation of hydraulically induced fractures in rocky media with low permeability and also aims to verify if the adopted methodology is able to reproduce the characteristics presented in a hydraulic fracturing process, as for instance, the required pressure to cause the breakdown of the rock. For this purpose, it is presented the mesh fragmentation technique using finite elements with a high aspect ratio (or interface elements) to represent the fracture, which are assigned constitutive relations based on damage mechanics. Besides, the interface elements also have a hydromechanical coupling which is able to represent the high permeability path due to the fracture. The results showed that the interface elements associated with the mesh fragmentation technique were able to represent both the formation and the propagation of hydraulically induc... (Complete abstract click electronic access below) / Mestre

Made available in DSpace on 2014-12-17T14:58:25Z (GMT). No. of bitstreams: 1 JairJF.pdf: 2118610 bytes, checksum: 58b235c37b06aad236571a4bddf0bd41 (MD5) Previous issue date: 2007-07-06 / Improving the adherence between oilwell metallic casing and cement sheath potentially decrease the number of corrective actions present/y necessary for Northeastern wells submitted to steam injection. In addition to the direct costs involved in the corrective operations, the economic impact of the failure of the primary cementing aIso includes the loss in the production of the well. The adherence between casing and cement is current/y evaluated by a simple shear tests non standardized by the American Petroleum Institute (API). Therefore, the objective of the present is to propose and evaluate a standardized method to assess the adherence of oilwell metallic casing to cement sheath. To that end, a section of a cemented oilwell was simulated and used to test the effect of different parameters on the shear stress of the system. Surface roughness and different cement compositions submitted or not to thermal cycling were evaluated. The results revealed that the test geometry and parameters proposed yielded different values for the shear stress of the system, corresponding to different adherent conditions between metallic casing and cement sheath / A boa ader?ncia mec?nica entre o revestimento met?lico e a bainha cimentante de po?os de petr?leo pode diminuir a freq??ncia de opera??es de cimenta??o corretivas hoje verificadas, principalmente na regi?o Nordeste, em po?os sujeitos ? inje??o de vapor. Al?m do custo direto de cada opera??o corretiva, o impacto econ?mico da falha da cimenta??o prim?ria tamb?m inclui a parada de produ??o do po?o. Atualmente, a ader?ncia entre o cimento e o revestimento ? aferida por meio de uma metodologia de ensaio, n?o padronizada pelas normas do American Petroleum Institute (API), que consiste em mensurar a resist?ncia ao cisalhamento entre um tubo de a?o e o cimento. Este trabalho tem por meta criar uma proposta de metodologia para padronizar os ensaios de ader?ncia de cimentos para po?os de petr?leo sobre revestimentos met?licos. Para isso utilizou-se a simula??o de um trecho de po?o cimentado. Tamb?m se usou o ensaio para caracterizar a sensibilidade das condi??es superficiais dos tubos, sem tratamento e com tratamento de hidrojateamento, assim como o comportamento termo-mec?nico de cimentos em contato com revestimento. Estes ensaios foram usados para validar novas pastas cimentantes desenvolvidas em fun??o de diferentes condi??es de po?o e m?todos avan?ados de recupera??o de ?leo. Por meio desses ensaios, com o uso de diferentes condi??es de superf?cie, aplica??o de diferentes composi??es de cimentos e varias formas de aquecimento ao sistema, foi poss?vel constatar que a geometria de ensaios proposta ? sens?vel a altera??es na ader?ncia do conjunto, causadas por situa??es reais encontradas nas condi??es. de po?os, especialmente aqueles sujeitos ? inje??o de vapor

Orientador: Paulo Roberto Ribeiro / Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia de Campinas e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-16T17:51:26Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Kim_NiloRicardo_D.pdf: 2190309 bytes, checksum: 800a179162b994dcdbb3d67d40a0605a (MD5) Previous issue date: 2010 / Resumo: Durante uma perfuração convencional, a pressão dentro do poço deve ser sempre maior do que a pressão de poros do reservatório, sob pena da possibilidade de haver um kick, que é a invasão indesejada de fluidos da formação para o poço. Procedimentos inadequados durante a circulação do influxo para fora do poço podem levar a um blowout, ou seja, uma erupção descontrolada dos fluidos da formação. Condições especiais encontradas em águas profundas e ultraprofundas, cenários onde as grandes reservas brasileiras de óleo e gás estão localizadas, demandam o uso de fluidos de perfuração de base sintética devido a características técnicas como baixa toxicidade, alta lubricidade e pouca interação com a formação. Por outro lado, o gás do reservatório se dissolve no fluido de perfuração, tornando as operações de controle de poço muito mais complexas. O objetivo do presente trabalho foi entender o comportamento PVT de misturas de metano, principal componente do gás natural, com emulsões de éster, um composto orgânico utilizado como base sintética para fluidos de perfuração, através da determinação experimental de propriedades como o ponto de bolha, a solubilidade, a massa específica e o fator de formação de volume, nas regiões saturada e subsaturada. Os experimentos foram conduzidos em um aparato de última geração, cuja principal característica é a visualização do fluido de teste, sob condições de alta temperatura, até 130 °C e alta pressão, até 103 MPa, encontradas no fundo do poço. Um procedimento original de enriquecimento de gás permitiu cobrir os intervalos de temperatura, pressão e concentração de metano com um único teste de longa duração, a partir de certa quantidade de líquido. Os resultados experimentais nas regiões de bolha e orvalho no envelope de fases foram modelados com a equação de estado de Peng-Robinson e uma discussão sobre o comportamento termodinâmico do sistema foi realizada. O presente trabalho estende os limites dos bancos de dados de propriedades termodinâmicas de sistemas metano-éster, além de proporcionar respostas para alguns problemas de controle de poço, encontrados quando a perfuração utilizar emulsões base éster. / Abstract: During conventional drilling operations, it is necessary to maintain the wellbore pressure greater than the reservoir pore pressure, otherwise a kick may occur. If the well control procedure is not effective during the circulation of the formation influx out of the well, a blowout could happen, which is a dangerous event concerning safety and environmental issues. Special conditions in deep and ultra deep water, scenarios where large Brazilian oil and gas reserves are located, demand for synthetic based drilling fluids because of technical characteristics such as toxicity, lubricity and shale inhibition. On the other hand, the formation gas will dissolve in the drilling fluid, making the well control operations much more complex. Methane is the major component of natural gas, while ester is an organic compound, used as the base of synthetic drilling fluids. The knowledge of the thermodynamic behavior of such gas-liquid mixtures under wellbore pressure and temperature conditions is very important for drilling operations and scientific purposes. The main objective of the present work is to understand the PVT behavior of methane and ester based drilling emulsions by experimental determination of bubble point, solubility, density and formation volume factor of the saturated and sub-saturated fluid mixture. PVT experiments were conducted on a last generation apparatus, whose main feature is the visualization of the sample fluid, under high pressure and high temperature testing conditions. Experimental tests were run up to 130 °C and up to pressures of 103 MPa. An original gas enrichment procedure was devised to cover temperature, pressure and methane concentration range with a long term, single liquid amount test. Experimental results in the bubble and dew region of the phase envelope were modeled with Peng-Robinson equation and a comprehensive discussion about the thermodynamic behavior of the system was pursued. The present work will enlarge the limited thermodynamic properties database about methane - ester system that is available in the literature and furnish scientific answers to the well control problems encountered when drilling with ester based emulsions. / Doutorado / Explotação / Doutor em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientadores: Otto Luiz Alcântara Santos, Gabriel Alves da Silva Costa Lima / Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-18T06:06:36Z (GMT). No. of bitstreams: 1 GutierrezSotomayor_GabrielPaulo_D.pdf: 3385823 bytes, checksum: 4b18b1db85b45c78fc076632345c8bd2 (MD5) Previous issue date: 2011 / Resumo: A construção de poços de petróleo requer uma estimativa de custos a mais precisa possível, visando-se manter uma adequada taxa de retorno para a explotação de uma jazida. Uma variável significativa na estimativa de custos é o tempo de cada uma das operações para a construção do poço. Geralmente, a estimativa de tempos em poços complexos é associada a cenários de incerteza e conhecimento parcial de parâmetros. Um poço complexo, cujos custos chegam a superar US$ 150.000.000,00, pode ser um poço multilateral em águas profundas, um poço exploratório em águas profundas, um poço de grande extensão, ou também pode ser um poço profundo vertical ou horizontal em ambiente de sal. Dentro deste contexto, este trabalho apresenta uma metodologia que combina diferentes tipos de incertezas na previsão de tempo de perfuração em poços complexos e compara os resultados do enfoque probabilístico, largamente usado pela indústria, com uma abordagem híbrida, isto é, uma abordagem probabilística-possibilística, para o tratamento das incertezas na estimativa do tempo de perfuração, a partir de uma base de dados de campo marítimo em águas profundas. Primeiramente, são identificadas as variáveis críticas e as incertezas a elas associadas, que são classificadas como incertezas epistêmicas ou aleatórias. A seguir estas variáveis são representadas por meio de distribuição de probabilidade e distribuição de possibilidade, sendo ambas distribuições combinadas em apenas um resultado para representar a incerteza total do tempo para perfurar um poço complexo, que é uma distribuição de possibilidade. Este trabalho discute as limitações do uso da Teoria das Probabilidades para modelar as incertezas em poços complexos e apresenta uma metodologia para tratamento das incertezas nas estimativas de tempos operacionais de perfuração de poços, no qual co-existem amostras de dados em quantidade suficiente para a geração de distribuições de probabilidades e amostras em quantidades insuficientes, onde são geradas distribuições de possibilidades / Abstract: The construction of oil wells requires a cost estimate as accurate as possible in order to maintain an adequate rate of return for the exploitation of a deposit. A significant variable in the cost estimate is the time of each operation for the construction of the well. Estimated time in complex wells generally is associated with scenarios of increased uncertainty and partial knowledge of parameters. A complex well, which costs may exceed US$ 150,000,000.00, can be a multilateral well in deep water, an exploratory well in deep water, an extend-reach well, or could also be a deep vertical/horizontal well in salt environment. Within this context, this work presents a methodology that combines different types of uncertainties, forecastes the drilling time in complex wells and compares the results of the probabilistic approach, widely used by the industry, with a hybrid approach, that is, a probabilistic-possibilistic approach, to estimate drilling time, based on an offshore deep waters database. First, it identifies the critical variables and uncertainties associated with them, which are classified as random or epistemic uncertainties. Then, these variables are represented by probability distribution and possibility distribution and both distributions are combined into a possibility distribution to represent the total uncertainty of the time to drill a complex well. This work discusses the limitations of the use of probability theory to model uncertainties in complex oilwells and presents a methodology to treat uncertainties in forecasting operational drilling time, where co-exist samples with sufficient data to generate probability distribution and samples with insufficient data to generated possibility distribution / Doutorado / Reservatórios e Gestão / Doutor em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Alexandre Campane Vidal / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica e Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-08-12T12:03:21Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Zanao_Rodrigo_M.pdf: 2677422 bytes, checksum: ee9f24a2e2f572f3b3733817353925b8 (MD5) Previous issue date: 2008 / Resumo: A perfilagem de poços revestidos com ferramentas que quantificam a saturação de água foi realizada no aqui denominado Campo de Estudo, localizado na Bacia do Recôncavo, considerado maduro e com acumulações de hidrocarbonetos remanescentes presentes na Formação Sergi. De posse das informações advindas desta ferramenta e, juntamente com as demais informações como porosidade e litofácies, foram utilizadas as técnicas geoestatísticas krigagem ordinária (KO) e krigagem com deriva externa (KDE) para a criação de modelos de porosidade e saturação de água para o campo estudado. Os resultados da modelagem da variável saturação de água ao longo do tempo permitiram caracterizar a evolução da saturação de água no campo e a identificação de porções de óleo remanescente. De posse das informações petrofísicas e do modelo de saturação foi efetuado o cálculo do volume para os três intervalos temporais analisados, obtendo-se assim valores que permitiram constatar a dinâmica da variável Sw ao longo dos anos e verificar a existência de óleo remanescente no reservatório. / Abstract: Cased well logging with tools which quantify the water saturation had been done in the Study Field, located on Recôncavo Basin, considered mature and with reminiscent hydrocarbonates storage in the Sergi Formation. The geostatistical techniques of ordinary kriging and kriging with external drift had been used to the studied field for porosity and water saturation of development model. The results of the modeling of water saturation variable in steps of time allowed to characterized the evolution of the water saturation in the field and the identification of the remaining oil portions. With information models of petrophysics and the fluids saturation , the oil volume calculus for the three temporal intervals analyzed had been done. Values had been obtained which allowed proving the dynamic of Sw variable along the years and verifying the reminiscent oil in the reservoir. / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Philippe Remy Bernard Devloo / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-26T09:51:37Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Costa_TiagoAlmeida_M.pdf: 7685578 bytes, checksum: 231fff08b0162a14bb521580369420f8 (MD5) Previous issue date: 2013 / Resumo: A análise transiente da Equação da Difusividade Hidráulica (EDH) é de grande importância para a modelagem e interpretação de testes de formação, onde torna-se necessário captar efeitos da queda de pressão no reservatório devida a uma produção de curto tempo na vizinhança do poço. O Método dos Elementos Finitos (MEF) pode ser aplicado para essa finalidade com ganho significativo na precisão da resposta de pressão do modelo, observando que a capacidade de refinamento da malha ganha flexibilidade geométrica para a representação do problema, além da possibilidade de trabalhar com altas ordens polinomiais nas funções de aproximação. Neste trabalho, é apresentada a formulação variacional do problema a ser resolvido pelo MEF e o algoritmo implementado computacionalmente para se obter a solução da equação diferencial parabólica (problema em regime transiente), destacando as etapas adicionais em relação ao que se faz normalmente na solução da equação diferencial elíptica (problema em regime permanente). As diferenças principais são: i) a inclusão de uma matriz de massa e ii) a atualização do vetor de cargas a cada passo de tempo. Estão mostrados exemplos com a resolução do problema para diferentes condições de refinamento da malha e tamanho do passo de tempo. As respostas obtidas estão comparadas com as soluções analíticas existentes na literatura, agregando confiabilidade ao método de resolução do problema. Por fim, são feitos comentários sobre a potencialidade da ferramenta, explorando cenários mais amplos, tais como: poços construídos com geometria complexa, reservatórios com heterogeneidades significativas, inserção de fraturas, dentre outros que poderiam ser modelados utilizando a técnica / Abstract: The transient analysis of the hydraulic diffusion equation is the basis for modeling a well test. In order to understand it, it's necessary capture the pressure gradient effects in the well neighborhood that appear in the early times. The Finite Element Method (FEM) can be applied in order to reach this objective with significant precision gain in the pressure response of the well test model. The FEM has a notable refinement capability and in this implementation is possible to use different polynomial orders for the test and trial functions. It allows an excellent flexible geometric representation of the reservoir model and accurate numeric solution by using high polynomial orders. In this paper, the variational formulation and the computational implementation are presented to solve the parabolic diffusion equation under appropriate boundary conditions. In the transient solution process, two steps are emphasized; the inclusion of a mass matrix and the update of the load vector at each time-step. The numerical responses were compared to the available analytical solutions for vertical and horizontal wells in order to validate the program calculations. Finally the potential of the numerical tool is explored to analyze different problems, such as: significant heterogeneous reservoirs, wells with complex geometries and fracture analysis / Mestrado / Explotação / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Philippe Remy Bernard Devloo / Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-26T09:47:31Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Cecilio_DiogoLira_D.pdf: 15685431 bytes, checksum: 55d69e06f21da53c6ad09132dfbf4337 (MD5) Previous issue date: 2014 / Resumo: No presente trabalho é construído um código eficiente para a simulação do comportamento mecânico de um poço de petróleo na fase de perfuração, com base na discretização de um modelo matemático geral para pequenas deformações elastoplásticas pelo método de Elementos Finitos. A metodologia de cálculo elastoplástico conhecida por projeção sobre o ponto mais próximo da superfície plástica é aplicada ao modelo de Sandler-DiMaggio, o que permite abordar o problema elastoplástico de modelos complexos de forma mais simples e eficiente. Os resultados da resposta material são comparados aos apresentados no artigo original sobre esse modelo. Uma análise de estabilidade de poço utilizando o método dos elementos finitos, juntamente com o modelo elastoplástico proposto, é realizada posteriormente. O comportamento plástico na região em torno do poço é obtido por uma transferência gradual do estado de tensão na parede do mesmo. Para aprimorar a precisão da simulação elastoplástica de Elementos Finitos, aplica-se refinamento e aumento da ordem polinomial aos elementos localizados na região de plastificação. Utiliza-se o segundo invariante do tensor de deformação plástico deviatórico como critério para indicar o colapso do material. Simulações adaptativas requerem a comunicação de informação de uma malha para outra. Sendo assim, um procedimento específico de transferência do histórico de deformação elastoplástica foi criado. A matriz tangente referente ao cálculo da variação da tensão em função da variação da deformação é calculada consistentemente. O modelo numérico elastoplástico é implementado em um contexto de programação orientada a objetos. Ele é aplicado em uma configuração típica de um reservatório carbonático. Observa-se que a mudança de geometria do poço devido ao breakout gera um aumento na magnitude da defomação plástica em uma área progressivamente menor / Abstract: In this work an efficient code for the simulation of the mechanical behavior of an oil well during the drilling phase is constructed. It is based on the discretization of a general mathematical elastoplastic model for small deformations using the Finite Element method. The methodology of the elastoplastic calculation, known as the closest point projection, is applied to the Sandler-DiMaggio modal, which enables addressing the elastoplastic problem of complex models more easily and efficiently. The results of the response is compared to the material presented in the original article about this model. A stability analysis of a well using the Finite Element method with the proposed elastoplastic constitutive modal is then performed. The plastic behaviour in the area around the wellbore is obtained by a gradual transfer of stress state to it. To improve the accuracy of the elastoplastic Finite Element simulation, adaptive refinement and increasing the polynomial order are applied to elements located in the plastification area. The second invariant of the plastic deviatoric strain tensor is used as a damage criterion to indicate the failure of the material. Adaptive simulations require the comunication of information from a mesh to another one. Therefore, a specific transfer procedure for elastoplastic deformation history is created. The tangent matrix related to the stress variation with respect to the strain variation is ??calculated consistently. The elastoplastic numerical model is implemented in the context of object-oriented programming. It is applied to a typical configuration of a carbonate reservoir. It is observed that the change in geometry due to the well breakout generates an increase in the magnitude of plastic defomação in a progressively smaller area / Doutorado / Explotação / Doutor em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientadores: José Ricardo Pelaquim Mendes, Sérgio Nascimento Bordalo / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-18T21:00:39Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Ariza_SergioFernandoCelis_M.pdf: 2311163 bytes, checksum: 205045ed370e2fb450b8b874b521846b (MD5) Previous issue date: 2011 / Resumo: O avanço tecnológico na instrumentação de poços de petróleo tem proporcionado um vasto volume de dados. A análise desses dados pode fornecer uma importante contribuição aos projetos de futuras instalações de produção. Para esta finalidade é necessário organizar e integrar informações que se encontram em diferentes setores, referentes ao poço, ao reservatório e às linhas de escoamento. Este processo de interpretação de dados requer o desenvolvimento de ferramentas e de métodos de análise. O Índice de Desempenho do Escoamento (IDE) é um parâmetro operacional que serve de instrumentação para estudar o desempenho das instalações de poços de petróleo utilizando os dados abundantes de campo que são medidos periodicamente em tempo real. O IDE permite, por exemplo, avaliar o desempenho das tecnologias empregadas nos poços. Neste trabalho, estuda-se o potencial de aplicação do IDE para poços que operam com gas-lift. O IDE é utilizado para verificar a influência da geometria do poço, comparar o desempenho de poços horizontais, verticais e direcionais em um mesmo campo e zona produtora, para comparar o tipo de contenção de areia, para identificar a presença de problemas no sistema de produção e no auxilio ao diagnóstico de tais problemas / Abstract: Technological advances in oil wells instrumentation have provided a volume of important data. The Analysis of these data can provide an important contribution to the projects of future production facilities. For this purpose is necessary to organize and to integrate information that are in different sectors, referring to the well, reservoir and flow lines. This process of data interpretation requires the development of tools and methods of analysis. The Flow Performance Index (FPI) is an operational parameter that can used to study the performance of oil wells facilities using the field abundant data which are measured periodically in real time. For example, the FPI allows assessment the technologies performance employed in the wells. In the present study, examines the FPI application potential for wells that operate with gas-lift. The IDE is used to verify the influence of well geometry to compare the performance of horizontal, vertical and directional wells for the same field and same producing area. The FPI is employed to compare the performance of the type of sand control technologic. The FPI is applied in identification of problems presence in the production system and in the aid to diagnosis these problems / Mestrado / Explotação / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Sergio Nascimento Bordalo / Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica, Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-08-04T09:03:41Z (GMT). No. of bitstreams: 1 CarvalhoFilho_ClodoaldodeOliveira_D.pdf: 11155676 bytes, checksum: 1cc462d182c41677707cebc202d69d93 (MD5) Previous issue date: 2004 / Resumo: A elevação a gás (gas lift) intermitente é empregada na indústria do petróleo para manter a produção viável nos reservatórios em depleção ou nos poços de baixa produtividade. O padrão cíclico do gas lift intermitente torna complexo o comportamento dinâmico do poço, dificultando o projeto e a operação deste sistema. Dentre as versões existentes, os métodos convencional (GLI) e invertido (GLI-I)- este último não abordado na literatura - são tomados como objetos de estudo. Evoluindo a partir dos modelos pré-existentes, nos quais os ciclos de gas lift são tratados como uma seqüência de etapas estanques, o comportamento do poço é modelado no presente trabalho, considerando a ocorrência de etapas simultâneas e acopladas ao longo dos ciclos. As interações no poço e suas conexões com o reservatório e a superfície, e.g., escoamentos de líquido e gás, são representadas por um conjunto completo de equações algébricas e diferenciais ordinárias temporais não-lineares, válidas para todas as etapas do ciclo. A simulação dinâmica do sistema é efetuada com a solução numérica de subconjuntos de equações do modelo, estabelecidos interativamente a cada etapa, para cada intervalo de tempo. Os resultados de simulação do GLI foram comparados com medições experimentais realizadas por outros autores, apresentando boa concordância. A análise dos ciclos de GLI e GLI-I em diversas condições operacionais possibilitou delinear faixas com ciclos e produção estáveis. O ganho econômico da produção foi avaliado para ambos os métodos, determinando o melhor compromisso entre a ciclagem do poço e o seu desempenho operacional a cada ciclo. A modelagem e o algoritmo de simulação desenvolvidos podem ser estendidos às demais versões de gas lift, constituindo uma ferramenta única e de grande valor para os engenheiros envolvidos com estes sistemas / Abstract: The intermittent gas lift is used in the oil industry to keep up a viable production from depleting reservoirs or low productivity wells. The cyclical pattern of the intermittent gas lift causes the dynamic behavior of the well to become complex, making it difficult to design and operate of such systems. Amongst the existing versions, the conventional (IGL) and the inverted (I-IGL) methods - the last one not covered in literature - are taken as objects of study. Evolving from the preexisting models, in which the gas lift cycles are treated as a sequence of self-contained stages, the behavior of the well, in the present work, takes into account the occurrence of simultaneous and coupled stages throughout the cycles. The interactions of the well and its connections with the reservoir and the surface, e.g., liquid and gas flows, are represented by a complete set of non-linear algebraic and time dependent ordinary differential equations, valid for alI the stages of the cycle. The dynamic simulation of the system is carried out with the numerical solution of the equation subsets of the model, interactively established for each stage, at each time step. The results of the simulations of the IGL were compared with experimental measurements carried through by other authors, presenting good agreement. The analysis of the IGL and I-IGL cycles under various operational conditions made it possible to delineate ranges of steady cycles and production. The production economic profit was evaluated for both versions, detennining the best compromise between the well cycling and its operational performance at each cycle. The developed modeling and the simulation algorithm can be extended to other gas lift versions, constituting a unique tool of great value for the engineers involved with these systems / Doutorado / Explotação / Doutor em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientadores: Jose Luiz Antunes de Oliveira e Sousa, Paulo Dore Fernandes / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-18T16:09:28Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Neumann_LuisFernando_M.pdf: 28066529 bytes, checksum: 854d0f8d8feee96cc1c3e1adff5373dc (MD5) Previous issue date: 2011 / Resumo: O sucesso da estimulação por fraturamento hidráulico ou ácido é dependente da geração de condutividade. No fraturamento hidráulico sustentado, a condutividade é gerada pela introdução de uma quantidade significativa de um agente de sustentação granular e praticamente esférico. No fraturamento ácido, a condutividade é gerada por irregularidades reveladas devido à reação desigual do ácido em cada uma das faces da fratura naturalmente rugosa e da resistência destas mesmas irregularidades para suportar as tensões que atuam após o fechamento da fratura. A baixa resistência das irregularidades leva ao colapso e cicatrização da fratura ácida com a perda total da condutividade. Esta dissertação investiga a viabilidade da estimulação por fraturamento ácido em carbonatos microbiais rasos e profundos. Ensaios de laboratório em escala reduzida foram projetados para verificar se a condutividade de uma fratura induzida por reação química da rocha reservatório com um ácido forte pode ser mantida frente às elevadas tensões normais efetivas que agirão na fase de explotação do poço. A dissertação ainda investiga se o emprego de uma pequena quantidade de agente de sustentação é capaz de dividir os esforços aplicados sobre as irregularidades de uma fratura ácida e manter a condutividade por maiores períodos de tempo. As superfícies que imitam fraturas ácidas são criadas pelo ataque ácido em corpos de prova em condições de laboratório que reproduzem em escala aquelas observadas em um fraturamento ácido real. Imagens digitais são utilizadas para medir a rugosidade das fraturas ácidas e o consumo de rocha carbonática pelo ácido na face do corpo de prova. A resistência das irregularidades é medida indiretamente pelo decréscimo da condutividade da fratura ácida frente a tensões de confinamento crescentes. O efeito ou não da adição de agente de sustentação é medido pela comparação dos parâmetros da correlação empírica desenvolvida por Nierode e Kruk / Abstract: A well succeeded stimulation by hydraulic or acid fracturing is related to conductivity creation. In a hydraulic fracturing, the conductivity is created by means of introducing a significant amount of a propping agent. In an acid fracturing, the conductivity is related to the creation of asperities due to uneven acid reaction on each naturally rougher fracture side and the asperities strength to withstand high stresses that start to act just after fracture closure. Low asperities strength leads to collapse of acid fracture and fracture healing with total conductivity loss. The dissertation investigates the feasibility of acid fracturing stimulation in shallow and deep microbial carbonates. Laboratory tests were designed to verify if the acid fracture conductivity induced by chemical reaction of reservoir rock with a strong acid could be kept when facing the high effective normal stress that is expected in exploitation phase. The dissertation still investigates whether the use of a small amount of proppant is able to share the tension that acts on asperities and maintain the acid facture conductivity for longer periods. The surfaces that mimic acid fractures are created by acid etching specimens in laboratory conditions reduced in scale from those observed in an actual acid fracturing job. Digital images are used to measure fracture roughness and rock consumption by acid on the specimen face. The asperities strength is indirectly measured from acid conductivity decrease under increased confinement tension. The effect of adding or not adding propping agent is accomplished comparing empirical parameters from Nierode and Kruk correlation / Mestrado / Explotação / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo