Apresento neste trabalho uma derivação alternativa da hamiltoniana efetiva para um elétron na banda de condução de uma heteroestrutura semicondutora de rede Zincblende. Partindo do modelo de Kane 8 × 8 e da aproximação das funções envelope, esta hamiltoniana efetiva foi obtida com a linearização dos denominadores (dependentes das autoenergias) presentes na equação para a banda de condução, sob a hipótese de que o gap de energia seja muito maior que todas as demais diferenças de energia envolvidas (verdade para a maioria das estruturas Zincblende). A partir de um procedimento introduzido previamente1,3, desenvolvi um procedimento mais geral que implementa sistematicamente esta linearização até segunda ordem no inverso do gap de energia e que corrige a normalização do spinor da banda de condução usando as bandas de valência. Este procedimento é idêntico à expansão em série de potência no inverso da velocidade da luz utilizada para se obter aproximações relativísticas da equação de Dirac. Uma vantagem deste procedimento é a arbitrariedade na forma dos potenciais, o que implica na validade da hamiltoniana resultante para poços, fios e pontos quânticos. Evidencio também as consequências de cada termo desta hamiltoniana efetiva para os autoestados eletrônicos em poços retangulares, incluindo termos independentes de spin inéditos (Darwin e interação momento linearcampo elétrico). Estes resultados estão de acordo com os estudos anteriores4. A fim de estudar transições ópticas dentro da banda de condução, mostro que o acoplamento mínimo pode ser realizado diretamente na hamiltoniana de Kane se os campos externos variam tão lentamente quanto as funções envelope. Repetindo a linearização dos denominadores de energia, derivo uma hamiltoniana efetiva para a banda de condução com acoplamentos elétron-fótons. Um destes acoplamentos, induzido exclusivamente pela banda de valência, origina transições mediadas pelo spin eletrônico. Estas transições assistidas por spin possibilitam mudanças, opticamente induzidas, na orientação do spin eletrônico, um fato que talvez possa ser útil na construção de dispositivos spintrônicos. Por fim, as taxas de transição deste acoplamento apresentam saturação e linhas de máximos e mínimos no espaço recíproco. Espero que estas acoplamentos ópticos possam auxiliar na observação dos efeitos dos acoplamentos spin-órbita intra (Rashba) e intersubbandas. / In this work, I present an alternative derivation of the conduction band effective hamiltonian for Zincblende semiconductor heterostructures. Starting from the 8×8 Kane model and envelope function approximation, this effective hamiltonian was obtained by means of a linearization in the eigenenergy-dependent denominators present the conduction band equation, under the hypothesis that the energy gap is bigger than any other energy difference in the system (true for mostly every Zincblende semiconductor bulk or heterostructure). Based on a previous procedure1,3, I have developed a more general procedure that implements sistematicaly (i) this linearization and (ii) renormalizes the conduction band spinor using the valence bands, both (i) and (ii) up to second order in the inverse of the energy gap. This procedure is identical to the expansion in power series of the inverse of the light speed used to derive non-relativistic approximations of the Dirac equation. One advantage of this procedure is the generality of the potentials adopted in our derivation: the same results hold for quantum wells, wires and dots. I show the consequences of each term of this hamiltonian for the electron eigenstates in retangular wells, including novel spin-independent terms (Darwin and linear momentumelectric field couplings). These resulties agree with previous works4. In order to study conduction band optical transitions, I show that the minimal substitution can be performed directly in the Kane hamiltonian if the external fields vary slowly (at least, as slowly as the envelope functions). Repeating the linearization of the energy denominators, I derive a new effective hamiltonian, up to second order in the inverse of the energy gap, with electron-photons couplings. One of these couplings, induced exclusively by the valence bands, gives rise to optical transitions mediated by the electron spin. This spin-assisted coupling enable optically-induced spin flipps in conduction subband transitions, which can be useful in the construction of spintronic devices. Finaly, the spin-assisted transitions rates show saturation and lines of maxima and minima in the reciprocal lattice. I hope that these optical couplings can be of any help in the observation of interesting effects induced by the intra and intersubband spin-orbit coupling.

Na perfuração de poços para extração de petróleo são utilizados fluidos de perfuração compostos por diversos produtos químicos com finalidades específicas em função das características de cada poço. Durante vários anos utilizou-se fluido a base de óleo diesel, devido à excelente performance proporcionada à perfuração. O aumento da preocupação ambiental levou a indústria do petróleo a elaborar composições de fluidos que fossem menos agressivas ao ambiente e, ao mesmo tempo, apresentassem performances semelhantes à do fluido base óleo diesel, destacando-se na atividade de perfuração na bacia do Recôncavo, Bahia, o fluido n-Parafina. Entre os compostos de interesse ambiental presente neste tipo de fluido, destacam-se a n-Parafina e cloretos, algumas vezes com traços de BTEX (benzeno, tolueno, etilbenzeno e xilenos). Como durante a perfuração podem ser atravessados aqüíferos portadores de água doce, resta a preocupação de que o contato desses fluidos com estes aqüíferos possa gerar problemas de contaminação ambiental. Este trabalho apresenta uma avaliação de situações de poços, onde o aqüífero São Sebastião, principal da bacia do Recôncavo, foi atravessado utilizando-se fluido n-Parafina. A avaliação foi baseada em simulações matemáticas do transporte dos compostos encontrados no fluido n-Parafina e em amostras coletadas a partir de testes de formação a cabo durante a perfuração dos poços. A partir da simulação destes valores reais, pôde-se concluir que, a menos de 0,5 m da parede dos poços, as concentrações encontram-se perfeitamente dentro dos padrões de potabilidade para todos os compostos analisados. De acordo com a metodologia utilizada, as utilizações do fluido n-Parafina são ambientalmente inofensivas como fluido de perfuração a ser utilizado neste tipo de cenário hidrogeológico. / The use of drilling fluids or muds is standard practice in oil industry. The composition of these fluids is designed according to the formation and the well properties. For many years oil- based muds (OBM) had a worldwide use because they offered advantages over water-based muds (WBM). Increasing environmental concern led the oil industry into the formulation of a variety of syntetic organic based mud (SBM) or low-tox mineral oil- based mud, like the n-parafin based mud, with a large use at the Reconcavo Basin, Bahia, Brazil. Some of the compounds that are common to most fluid formulas are considered potential environmental contaminants, among them n-parafin and chloride, sometimes with trace BTEX (benzene, toluene, ethylbenzene and xylenes). The drilling of the well might cross aquifers that are used for drinking purposes before reaching the oil reservoir and the contact of the water with the drilling fluid might pose some concern about the aquifer contamination. This paper presents case studies where a well penetrated São Sebastião Aquifer, in Reconcavo Basin, using n-Parafin based mud and a mathematical model was applied to simulate the fate and transport of the compounds found in fluid and samples collected during the drilling. The results indicated that all concentration values of the detected compounds were well below water drinking standards within 0,5 m from the well. According to this conclusion, the use of the n-parafin fluid is considered harmless to the environment and is recommended for similar geological scenarios.

Submitted by Fabio Sobreira Campos da Costa (fabio.sobreira@ufpe.br) on 2017-11-28T13:48:21Z No. of bitstreams: 2 license_rdf: 811 bytes, checksum: e39d27027a6cc9cb039ad269a5db8e34 (MD5) OTIMIZAÇÃO DA CONVERSÃO DE POÇOS EM RESERVATÓRIOS DE PETRÓLEO - CLAUDIA S REZENDE.pdf: 2770891 bytes, checksum: d8c795b254cbb51f092df4a118b05d47 (MD5) / Made available in DSpace on 2017-11-28T13:48:21Z (GMT). No. of bitstreams: 2 license_rdf: 811 bytes, checksum: e39d27027a6cc9cb039ad269a5db8e34 (MD5) OTIMIZAÇÃO DA CONVERSÃO DE POÇOS EM RESERVATÓRIOS DE PETRÓLEO - CLAUDIA S REZENDE.pdf: 2770891 bytes, checksum: d8c795b254cbb51f092df4a118b05d47 (MD5) Previous issue date: 2016-11-25 / CAPES / A Engenharia de Reservatórios cotidianamente apresenta atividades envolvidas com problemas de otimização em diversos contextos. Na grande maioria desses problemas se busca a melhor solução para o gerenciamento da produção de óleo. Uma ferramenta valiosa que fornece um suporte para as decisões de projetos de desenvolvimento da produção de petróleo é a simulação computacional de reservatórios, que aqui será conduzida em conjunto com procedimentos de otimização tornando o processo da obtenção do projeto ótimo o mais automático possível. Neste trabalho é abordado o processo do gerenciamento da injeção de água, visando o reaproveitamento de poços produtores quando estes são diagnosticados como fechados, durante o processo de otimização da produção do reservatório. As variáveis de projeto são as vazões atribuídas a cada poço produtor e injetor, sob diferentes condições operacionais. O valor presente líquido (VPL) é a função objetivo utilizada. Por tal processo de reaproveitamento necessitar de repetidas simulações numéricas nas otimizações envolvidas, isso se torna computacionalmente um processo oneroso. Portanto, para este caso modelos substitutos podem ser utilizados. O presente trabalho utiliza a estratégia de Otimização Sequencial Aproximada (Sequential Aproximation Optimization (SAO)), baseada em modelos substitutos. Para construir os modelos substitutos, utiliza-se uma técnica de ajuste de dados, baseada nas Funções de Base Radial (Radial Basis Function (RBF)). O procedimento do hipercubo latino (Latin Hypercube Sampling (LHS)) é o considerado para a geração da amostra. O ambiente computacional utilizado para o desenvolvimento da ferramenta proposta é o MATLAB. As simulações do reservatório são feitas com um simulador comercial black-oil, o IMEX. O processo de reaproveitamento de poços é aqui estudado em dois reservatórios distintos, o Brush Canyon Outcrop e o UNISIM-I-Mod. O presente trabalho compara soluções obtidas por processos de otimização sem reaproveitar poços produtores fechados e com reaproveitamento dos devidos poços em diferentes estratégias de produção. Na maioria dos casos estudados, com a conversão dos poços produtores em poços injetores, foi possível obter um ganho significativo no VPL (Valor Presente Líquido). / The Reservoir Engineering presents daily activities involved with optimization problems in different contexts. The great majority of these problems looks for the best solution for oil production management. A valuable tool that provides a support to the decisions of oil production projects is a computational reservoir simulator. Here, this will be conducted together with optimization procedures making the process of obtaining the optimal design as automatic as possible. This work will address the process of water injection management, with the aim to reuse producers when they are diagnosed to be closed during the reservoir production optimization process. The design variables are the flow rates assigned to each production and injector well in different operating conditions. The net present value (NPV) is the objective function. The reuse process requires repeated numerical simulations in the optimizations involved, as a consequence, it becomes a computationally costly process. Therefore, in this case surrogate models can be used. This work uses a strategy of Sequential Approximate Optimization (SAO), based on surrogate models. To construct the substitute models, a datafitting scheme based on Radial Basis Function (RBF) is employed. The procedure of Latin Hypercube Sampling (LHS) is considered to generate the sample. The computing environment used to develop the proposed tool is MATLAB. The reservoir simulation is done by a commercial black-oil simulator, IMEX. The reuse wells process is applied here for two different reservoirs, the Brush Canyon Outcrop and UNISIM-I-Mod. This work compares the solutions obtained by optimization processes without and with reuse of production wells in different production strategies. In most of cases, the conversion of producing wells to injection wells, was obtained with a significant gain in the NPV (Net Present Value). KEYWORDS: Reservoir Simulation, Sequential Approximate Optimization, Surrogate Models, Reuse of Producer Wells.

Submitted by Fernanda Rodrigues de Lima (fernanda.rlima@ufpe.br) on 2018-07-23T22:00:44Z No. of bitstreams: 2 license_rdf: 811 bytes, checksum: e39d27027a6cc9cb039ad269a5db8e34 (MD5) DISSERTAÇÃO José Luiz Lima Silva.pdf: 1419285 bytes, checksum: 89b1ec229690ad6fe71dbc714f805505 (MD5) / Approved for entry into archive by Alice Araujo (alice.caraujo@ufpe.br) on 2018-07-24T18:35:47Z (GMT) No. of bitstreams: 2 license_rdf: 811 bytes, checksum: e39d27027a6cc9cb039ad269a5db8e34 (MD5) DISSERTAÇÃO José Luiz Lima Silva.pdf: 1419285 bytes, checksum: 89b1ec229690ad6fe71dbc714f805505 (MD5) / Made available in DSpace on 2018-07-24T18:35:47Z (GMT). No. of bitstreams: 2 license_rdf: 811 bytes, checksum: e39d27027a6cc9cb039ad269a5db8e34 (MD5) DISSERTAÇÃO José Luiz Lima Silva.pdf: 1419285 bytes, checksum: 89b1ec229690ad6fe71dbc714f805505 (MD5) Previous issue date: 2017-01-31 / A utilização de poços é uma boa alternativa para a Região Metropolitana de Recife (RMR), por causa da existência de mananciais subterrâneos de boa qualidade e devido à crescente escassez de fontes hídricas superficiais nas bacias hidrográficas próximas. Contudo, certos problemas como a falta de saneamento e a presença de empreendimentos potencialmente poluidores, dentre eles os postos de combustíveis, que oferecem risco de acidentes envolvendo vazamentos, aumentam consideravelmente a consequente contaminação do lençol freático. Nesse contexto, o presente trabalho partiu do interesse de saber como se comportaram as plumas de contaminação no entorno de três postos de abastecimento, localizados na RMR. No passado, há aproximadamente quinze anos atrás, estes foram alvo de denúncias sobre vazamentos de combustíveis. Certos compostos em combustíveis como óleo diesel e gasolina, respectivamente os hidrocarbonetos poliaromáticos (HPA) e benzeno, tolueno, etilbenzeno e xileno (BTEX), quando presentes, revelam que a água foi contaminada por petroderivados. Para esta pesquisa foram coletadas amostras de água e dados de campo de poços próximos aos três postos de combustíveis suspeitos. Foram determinadas as concentrações dos referidos hidrocarbonetos via cromatografia gasosa com espectrômetro de massa, e de parâmetros de potabilidade. Os resultados encontrados sugerem atenuação natural em todos os locais próximos dos poços analisados, uma vez que as concentrações foram mínimas ou nenhuma. De qualquer maneira, sugere-se a necessidade de trabalhos semelhantes para avaliação dos hidrocarbonetos em solos ao longo do tempo, caracterização da microbiota no processo de biodegradação anaeróbia nos poços e elaboração de textos normativos fixando exigências de monitoramento desses contaminantes para a qualidade da água consumida pela população que utiliza poços em áreas potencialmente sujeitas à contaminação por combustíveis. / The use of wells is a good alternative for the Metropolitan Region of Recife (RMR), due to the existence of good quality underground springs and due to the increasing scarcity of surface water sources in the nearby river basins. However, certain problems such as lack of sanitation and the presence of potentially polluting undertakings, including fuel stations, which pose a risk of accidents involving leaks, considerably increase the consequent contamination of the water table. In this context, the present study started from the interest of knowing how the contamination feathers behaved in the surroundings of three filling stations, located in the RMR. In the past, about fifteen years ago, these were the subject of complaints about fuel leaks. Certain compounds in fuels such as diesel and petrol, respectively the polyaromatic hydrocarbons (HPA) and benzene, toluene, ethylbenzene and xylene (BTEX), when present, reveal that the water has been contaminated by petroderivatives. For this research, water samples and field data were collected from wells near the three suspect fuel stations. The concentrations of said hydrocarbons were determined by gas chromatography with mass spectrometer, and by potability parameters. The results suggest natural attenuation at all sites near the analyzed wells, since the concentrations were minimal or none at all. Nevertheless, it is suggested the need for similar studies to evaluate hydrocarbons in soils over time, characterization of the microbiota in the process of anaerobic biodegradation in the wells and elaboration of normative texts setting the monitoring requirements of these contaminants for the quality of the water consumed By the population using wells in areas potentially subject to fuel contamination.

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

Orientador: Gabriel Alves da Costa Lima / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-18T06:55:19Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Guimaraes_BrunnoRodrigues_M.pdf: 3690412 bytes, checksum: 215a44334a505aed1642d1450eb2097c (MD5) Previous issue date: 2011 / Resumo: O problema de estimativa de tempo para perfuração de poços de petróleo é um desafio importante para os tomadores de decisão porque envolve alocação de recursos físicos (sondas, equipes de operadores etc.) e custos. Por isso, o desenvolvimento de ferramentas que forneçam informações pode contribuir para a tomada de decisões no sentido de agregar valor. Neste trabalho desenvolve-se uma abordagem probabilística para realizar estimativas do tempo para perfuração de poços de petróleo utilizando-se o método de Monte Carlo. Esta consiste em modelar a sequência lógica de atividades (manobra, cimentação, perfuração etc.) que compõem a perfuração de um poço. Tal sequência é composta de atividades que devem ser realizadas consecutivamente e também de outras que podem ser executadas paralelamente. Depois, são inseridas informações na forma de distribuições de probabilidade que são usadas na modelagem da variável aleatória tempo para completar cada uma das operações da perfuração, as quais são selecionadas a partir de dados históricos de tempos de poços realizados em situações semelhantes. Ao empregar simulação de Monte Carlo juntamente com o modelo proposto pode-se obter uma estimativa da distribuição de probabilidade do tempo total para perfurar determinado poço. Desta forma, podem-se obter respostas a perguntas diversas, tais como: 1) Qual é o tempo médio (mais provável) de perfuração do poço?; 2) Qual a probabilidade de que o tempo real seja X% superior ao valor esperado?; 3) Qual a probabilidade de que ocorram atrasos nas duas últimas fases?; 4) Caso a duração das fases concluídas seja diferente do esperado, qual a probabilidade de que o tempo total de perfuração ainda se encontre dentro do planejado?; 5) etc. Adicionalmente, incorpora-se a abordagem dentro do ciclo do PDCA de forma a gerenciar as informações e os resultados, tornando o processo padronizado e de fácil utilização pelos profissionais da indústria de petróleo / Abstract: The problem of estimation of the total time to drill wells in oil and gas industry can be considered as a challenge for decision-makers because it is associated with scarce resource allocation (rigs, labour, time etc.) and also restrictions in expenditures. Then, the development of a methodology that provides more information can contribute to the improve quality of decisions and add value to companies. In this dissertation the research is focused on probabilistic approach to forecast the total time to drill wells in oil and gas industry using Monte Carlo simulation. It is based on logical modeling of activities that must be carried out over time. Some of them are in series whereas others can be in parallel. After that, information about variability in time to complete each activity is modeled using probability distributions, which are selected from the use of statistical test applied to available historical data. By putting together Monte Carlo simulation and the proposed model, the analyst can estimate the probability distribution of the random variable total time of drilling. With this information, it is possible the answer to questions such as: (1) What is the expected time to drill a well?; (2) What is the probability that the real time is X% higher that of the original forecast?; (3) What is the probability that delays can occur in the time do complete some of the activities?; (4) In case of the time to complete initial activities is above the expected, what is the probability that the total will not be longer that originally forecasted?; (5) etc. Additionally, this methodology is run according to the PDCA model, which as a standard and familiar tool, in an attempt to make easier the management of information and results, make the entire process standard and easily employed by practitioners of the petroleum industry / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre 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: Orna Messer Levin / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Estudos da Linguagem / Made available in DSpace on 2018-08-06T04:53:04Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Monteiro_VanessaCristina_M.pdf: 6205424 bytes, checksum: c14eb5539dabc54286e59a2920b6ffb4 (MD5) Previous issue date: 2006 / Resumo: Esta presente dissertação teve por finalidade traçar uma análise aprofundada do impacto ideológico gerado, no contexto histórico-cultural brasileiro dos anos 1870, pela censura do drama português Os Lazaristas, de Antonio Enes. A proibição da montagem da peça foi decretada pelo Conservatório Dramático Brasileiro em junho de 1875, com a justificativa de que a obra estimulava idéias anticlericais. Este estudo priorizou a leitura de periódicos e revistas que se encontravam em circulação em 1875, ano da aludida censura, já que a imprensa serviu de cenário privilegiado para as discussões e os debates desencadeados pela proibição da récita. A análise profunda das polêmicas revelou que, num período tão conturbado como aquele, caracterizado pela crise entre os poderes civil e religioso, o teatro emergia como um espaço propício às discussões políticas e sociais, capaz de influenciar ideologicamente a opinião pública e difundir novas idéias / Abstract: This present thesis had for purpose to make a detailed analysis of the ideological impact generated, in the brazilian historic-cultural context of years 1870, for the censorship of the portuguese drama ¿Os Lazaristas¿, of Antonio Enes. The prohibition of the assembly of the drama was ordained for the Brazilian Dramatic Conservatory in june of 1875, with the justification of that the play stimulated anticlerical ideas. This study emphasized the reading of newspapers and magazines that circulated in 1875, year of the alluded censorship, being that the press served of principal scene for discussions and the debates triggered for the prohibition of the drama. The deep analysis of the controversies disclosed that, in a period so complicated as that one, characterized for the crisis between the Empire and the Catolic religion, the theater emerged as a space propitious for politic and social discussions, capable to influence the public opinion and to spread out new ideas / Mestrado / Literatura Brasileira / Mestre em Literatura

Orientador: Celso Kazuyuki Morooka / Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-21T22:00:05Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Patricio_AntonioRodrigues_D.pdf: 9108758 bytes, checksum: 6fb924229cda13959f92704bf8d96f4e (MD5) Previous issue date: 1996 / Resumo: Apesar do reduzido nível dos preços atuais do petróleo cru, não parece que as oportunidades de recuperação suplementar de volumes de óleo e gás natural, tanto em reservatórios terrestres como marítimos estejam sendo abandonadas. Uma das razões é a constatação de que uma vez desmobilizada uma estação ou uma plataforma de produção, é extremamente custoso a reativação e a retomada da produção de um campo de petróleo caso os preços subissem. Nessa situação a automação é fundamental para a redução de custos. As reservas e a produção de óleo brasileiras vêm de campos terrestres e marítimos, que produzem óleo e gás natural. A produção de vários poços (mais de 30 em média) é dirigida para estações ou plataformas, que abrigam uma planta de processo para separar óleo, gás e água, e enviar o óleo e o gás produzidos para terminais no continente. Em uma planta de processo típica, o fluido produzido (mistura de óleo, água e gás) é coletado no "manifold" (conjunto de tubos e válvulas) e direcionado para o separador de teste (apenas um poço) e para o separador de produção (os demais poços). Este processo de separação é sensível ao nível de líquido dentro do vaso de separação e a pressão do gás. Devido a isto, são usados controladores locais para ajustar as saídas de óleo e de gás destes vasos. Após a separação, o óleo é bombeado para oleodutos enquanto que o gás segue até o depurador, onde após retiradas as últimas gotícolas remanescentes de óleo, vai preferencialmente para um compressor que o envia parte de volta ao poço para reinjeção ou para elevação artificial ("gas lift") e, eventualmente, para geração de energia elétrica. O gás remanescente é escoado via gasoduto e somente o que excede a capacidade de aproveitamento é queimado localmente. O compressor de gás, por atuar com pressão alta, é uma unidade do processo muito sensível. A operação do "gas lift" (elevação pneumática) requer pressões consideradas altas (cerca de 1500 psi) e também, todas as atividades das plataformas (e de algumas estações terrestres) que dependem de energia elétrica fornecida por geradores de alta potência que consomem gás a alta pressão. Assim, o desafio de melhorar, técnica e economicamente, a recuperação de petróleo de reservatórios petrolíferos é, além do emprego de técnicas avançadas de recuperação de petróleo, a redução dos custos concernentes à exploração geológica, à perfuração de poços e às instalações de produção bem como reduzir os custos específicos das operações. Estes objetivos devem ser cumpridos, a fim de que os reservatórios cheguem ao fim em seus máximos aproveitamentos. Na extração de petróleo é necessário na maioria dos casos, acelerar a produção e, no conjunto de soluções possíveis, a instalação de bombas de fundo nos poços, considerado um dos métodos mais eficazes. No bombeio mecânico utilizam-se hastes metálicas em movimento alternativo (bomba e hastes) que transmite potência a um pistão situado no fundo do poço. O método de elevação de petróleo por "gas lift" é utilizado tanto em campos marítimos como em campos terrestres. Sua lenta dinâmica se constitui em um inconveniente para a realização de estudos "in situ" a cerca das condições ótimas de produção. Para aprender a operar este método e para otimizar as condições de produção em um campo petrolífero, é necessário dispor de programas computacionais, elaborados a partir de modelos de escoamento bifásico, de reservatório e de injeção de gás. Um programa computacional inteligente, que utilize as rotinas computacionais mais comumente usadas, proporcionará resultados fisicamente bem aceitáveis. Este trabalho descreve um sistema inteligente para controle do processo de uma planta de processamento primário de óleo e gás natural, de poços equipados com "gas lift" e com bombeio mecânico. Estes dois métodos de elevação artificial são os mais usados na indústria do petróleo. A influência de fatores não controláveis provoca nesses processos flutuações aleatórias. Com a automação da compressão de gás, do bombeio, da separação óleo/gás e dos equipamentos periféricos, os operadores simulam o funcionamento da unidade e .compreendem os efeitos dos diversos parâmetros com que contam. Baseando-se em conceitos de inteligência artificial, lógica nebulosa e sistemas neurais, é proposto o SIEP - Sistema Inteligente para Elevação de Poços e Controle de Processos Petrolíferos, um sistema para o gerenciamento integrado dos processos que envolvem a produção de petróleo / Abstract: In spite of real low prices of cmde oil should not lead to reject any opportunities of recovering additional amounts of oil, both onshore and offshore fields. Indeed, once platforms or process plants have been dismantled, it is extremely expensive resume production from a reservoir. The brazilian petroleum production comes from onshore and offshore fields, producing oil and gas. The production of up 30 wells is directed to onshore production stations or offshore platforms housing process plants to separate oil, gas and water. In a typical process plant the produced fluid, a mixture of oil, water and gas, is collected at the manifold and it is directed to two different vessels, called test and production separators, whose purpose is to allow the gas, oil and water to be separated. This separation process is sensitive to the liquid leveI and gas pressure in the vessels. Because of that, local controllers are used to set up the output flow of both oil and gas. The produced oil is pumped into pipelines whereas the gas is directed to the gas scmbber which is in charge of removing any remaining amount of oil. This process is also dependent on the liquid leveI and gas pressure inside the vessel, and local controllers are also used to maintain the process within desired ranges. The gas produced at this final stage is directed preferentially to a compressor to be used in the lifting process and to generate elctricity. The remaining gas production is pipelined to the continent, and any surplus conceming the pipeline capacity is locally burned. The compressor is a very sensitive unit because gas lift operation requires high pressure (around válues of 1500 psi) and also, all the platforms activities are dependent on the electricity generated by powers generators operating at high gas pressure. Hence the challenge of managing a profitable oil field production is to achieve a maximum of cost reductions linked to the exploration, to the drilling and to the exploitation of oil fields. Here it is include operating costs that play an important role. This objective must be pursued energetically so that improved operations can strongly be undertaken and the existing fields have reached the end of production. Often, in the petroleum exploitation, it is desired to acelarate the oil production and in the whole of possible solutions, the bottornhole pump installation is considered one of the most direct and efective method. Sucker rod pumping makes use of steel rods work with altemate motion (pump and rods) which get power transfer to a plunger located on the bottomhole. Help oil well production by gas lift is common on both, onshore and offshore oil fields. Slow dynamic is an handicap for a study of optimal exploitation conditions. To leam how to drive this process and to optimize exploitation conditions on an oil field it is possible with a set of intelligent computer program based on knowledge models of two phases flows, reservoir end gas injection. This set of intelligent software could has the correlations most commonly used in oil-gas mixture. This results are physically reasonable. Many uncontrollable factors cause random fluctuations in the properties of a process planto The automation program of gas compressor, transfer pumps, oil-gas separators and its attached equipments lead operators to simulate the unit operation and to understand the effects of several parameters. AIso, this software is composed of an intelligent modeling, based on a mathematical representation of physical and chemical knowledge. Based on the above considerations, the petroleum production problems were studied by means of an integrated process evaluation of a rod pumping well, a gas lift well and a process unit for produced fluids. Using the artificial intelligent concepts as fuzzy logic and neural systems is presented SIEP, An Intelligent System for Production Lift and Process Control, aimed to do the integrated management of the petroleum production process / Doutorado / Doutor em Engenharia de Petróleo

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