Orientador: Armando Zaupa Remacre / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-14T00:56:17Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Campozana_FernandoPlacido_M.pdf: 6889003 bytes, checksum: 537d21077e58a8f7e1b98d814b396e77 (MD5) Previous issue date: 1990 / Resumo: A quantificação das heterogeneidades dos meios porosos e sua consideração nos modelos de simulação numérica tem sido o maior desafio da engenharia de reservatórios. Na década de 80, as técnicas geoestatísticas contribuíram significativamente para uma boa descrição dos reservatórios, possibilitando gerar distribuições detalhadas das propriedades fisicas que honrem os dados disponiveis, as funções estatísticas e o vario grama. o atual estado da arte da simulação de reservatórios permite levar em consideração heterogeneidades a escalas menores do que o espaçamento entre poços. A modelagem probabilística é usada para tirar proveito desta capacidade, quantificando ainda o grau de incerteza devido a falta de dados. Múltiplos modelos equiprováveis a priori são gerados, os quais têm variabilidade semelhante à real. Cada modelo é quantificado através da simulação numérica gerando-se uma curva de probabilidades a partir dos resultados obtidos. A aplicabilidade desta técnica em casos reais ainda não foi convenientemente estudada. Dois problemas principais se apresentam: o tempo computacional requerido e a existência de histórico de produção. O campo de Namorado (Bacia de Campos, Brasil), com sua complexidade geológica e longo histórico de produção (11 anos), foi modelado estocasticamente e os resultados comparados, mostrando grandes variações entre si. Maneiras de como se atingir o ajuste do histórico mais rapidamente são discutidas / Abstract: The task of quantifying the porous media heterogeneity and its consideration in the numerical simulation models have been the major challenge for the reservoir engineer. During the past decade, the reservoir characterization experienced a great development due to the introduction of the geostatistical techniques, which made possible to obtain detailed distributions of the physical properties. These distributions can honor the available data, some statistical functions (like the histogram) and the variogram of the reservoir. The current state of the art of reservoir simulation allows taking into consideration the heterogeneities at scales fineI' than the well spacing. Probabilistc modelling is used to take advantage of this capacity and still quantify the uncertainty due to the lack of information. Multiple equiprobable models, which adress the actual variability of physical properties, can be generated through conditional simulation. Each mo deI is quantified by the use of numerical simulation and a probability curve is constructed from the resultes obtained. The applicability of this technique in real cases has not been properly studied yet. Two major problems arise: the computer time required and the existence of production history. The Namorado field (Campos Basin, Brazil), with its geological complexity and long production history (11 years), was stochastically modelled and the various results compared, showing great difference. Ways to achieve the history match more quickly are discussed. / Mestrado / Mestre em Engenharia de Petróleo

Orientador: Antonio Claudio de França Correa / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-14T01:46:10Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Pinto_AntonioCarlosCapeleiro_M.pdf: 5557290 bytes, checksum: 7b5c0ed2f3b2e93429fcb3d553dd9496 (MD5) Previous issue date: 1991 / Resumo: O esquema tradicional de simulação de reservatórios por diferenças finitas utiliza o método de ponderação a montante para aproximar os componentes do termo de fluxo convectivo nas interfaces entre os blocos. Esse procedimento estabiliza a solução numérica, mas introduz graves erros de dispersão numérica, dificultando a correta interpretação dos resultados simulados. Os esquemas exponenciais são alternativas razoáveis quando o termo difusivo domina. No entanto, conforme demonstramos neste trabalho, tendem para o método de ponderação a montante quando o fluxo é muito convectivo. Os métodos de diferenças finitas de ordem mais alta, como o esquema de Leonard, reduzem a dispersão numérica, mas podem produzir soluções fisicamente incorretas quando a equação de conservação assume a forma hiperbólica. Demonstramos, através da solução de algumas equações não-lineares clássicas, que isto ocorre porque a condição de entropia não é obedecida. A condição de entropia é um critério matemático que permite selecionar a solução correta entre as soluções fracas do problema. Os esquemas de Diminuição das Variações Totais (TVD) possuem a notável propriedade de produzirem soluções de alta resolução que obedecem ao princípio da entropia e, conseqüentemente, são fisicamente corretas. Apresentamos uma comparação do desempenho de diversos métodos de diferenças finitas para resolver alguns problemas de engenharia de reservatórios, como: equação da convecção-difusão em lD, equação de Buckley-Leverett e fluxo de traçador em 2D. Os esquemas TVD foram também implementados em um modelo "black-oil" bifásico, e os resultados são discutidos para várias formulações, como IMPES, semi-implícito e totalmente implícito. InclUÍmos no modelo a opção de injeção de traçadores na fase água, considerando o tensor dispersão completo e adsorção com a rocha. São feitas comparações com as soluções obtidas com o método de ponderação a montante e malha refinada e, sempre que possível, com soluções analíticas. O efeito de orientação de malha é estudado. São incluídos diversos exemplos práticos / Abstract: Standard finite-diference reservoir simulation normally uses single-point upstream welghting to approximate the components of the convective flow term at the interfaces between blocks. This procedure stabilizes the numerical solution, but introduces high levels of numerical dispersion, difficulting the correct interpretation of the simulated results. Exponential schemes are reasonable when diffusion dominates, but, as we show in this work, reduce to single-point uspstream when the flow is toa convective. Higher-order finite-difference methods, like Leonard's scheme, are, in general, able to reduce the numerical dispersion, but may produce non-physical solutions when the conservation equation assumes a hyperbolic formo We demonstrate, through the numerical solution of some classical non-linear equations, that this occurs because the entropy condition is violated. The entropy condition is a mathematical cri teria to select the correct solution among weak solutions of the problem. Total Variation Diminishing (TVD) methods have the remarkable property of producing high resolution solutions which obey the entropy condition, and, consequently, are physically consistent. A comparison of the performance of the various methods is presented for some reservoir engineering problems: lD convection-diffusion equation, Buckley-Leverett equation and 2D single-phase tracer flow. TVD schemes were also implemented on a two-phase black-oil model, and resuIts are discussed for various formuIations, such as IMPES, semi-implicit and fully-implicit. We also included options of tracer injection in the water phase, considering fuIl dispersion tensor and adsorption with the rock. Comparisons are made with refined grid single-point upstream solutions and, whenever possible, with analytical solutions. Grid orientation effect is investigated. Practical examples are also included. / Mestrado / Mestre em Engenharia de Petróleo

Orientador: Antonio Claudio de França Coelho / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-14T01:45:25Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Coelho_AntonioCarlosDecno_M.pdf: 2734082 bytes, checksum: 8be95d4996f6c6beba8a9d3e057c0754 (MD5) Previous issue date: 1991 / Resumo: Diferentes ambientes deposicionais, sujeitos à variações de energia ao longo do tempo geológico, associados à diferentes processos diagenéticos, causam variações nas características das rochas sedimentares. É comum observar-se variações verticais na permeabilidade de rochas reservatório, podendo ocorrer de forma contínua ou discreta. O objetivo deste trabalho é apresentar um estudo sobre o comportamento de pressões e vazões em poços completados em reservatórios com variação vertical de permeabilidade, submetidos a testes de pressão, assim como avaliar técnicas para interpretação de testes em tais reservatórios. Três tipos de reservatórios com variação vertical de permeabilidade são considerados neste trabalho: . reservatórios com variação contínua de permeabilidade na direção vertical, . reservatórios com múltiplas camadas sem fluxo cruzado e . reserva.tórios com múltiplas camadas com fluxo cruzado. Devido à complexidade do modelo matemático associado ao caso de reservatório com variação contínua de permeabilidade, esse modelo foi considerado como um caso particular do modelo de reservatório com múltiplas camadas com fluxo cruzado. São apresentadas as soluções matemáticas para os dois modelos básicos e discutida a influência de diversos parâmetros sobre o comportamento de pressões e vazões. São discutidos também diversos métodos de regressão não linear e suas aplicações para interpretação automatizada de testes, incluindo-se os casos de reservatórios com múltiplas camadas / Abstract: Due to variations in the environment in which sediments were deposited and the diagenetics process that sediments were submited in their evolution, it is very common to find reservoirs which typically show a vertical variation of permeability. The purpose of this work is to investigate pressure and rate transient behavior in such reservoirs, in order to provide a method for characterization of the reservoir parameters through well test analysis. Three kind of reservoirs are considered in this work: . reservoirs with continuous vertical variation of permeability, multilayer reservoirs without formation crossflow, and . multilayer reservoirs 'with formation crossflow. The continuous vertical variation of permeability case is treated as a special case of multilayer reservoir with fórmation crossflow. Matematical solutions for the two basic model are presented and the influence of several reservoir parameters on the pressure and rate behavior are discussed. Methods for nonlinear parameter estimation in well test analysis are also discussed. / Mestrado / Mestre em Engenharia de Petróleo

Orientador: Oswaldo Antunes Pedrosa Junior / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-14T01:53:09Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Cruz_PauloSergioda_M.pdf: 4838925 bytes, checksum: 7a9b17281ca0e56635021d8fe8041697 (MD5) Previous issue date: 1991 / Resumo: Modernas técnicas de geoestatística permitem que se utilize uma grande quantidade de informações na modelagem dos reservatórios de petróleo. Porém, para respeitar a variabilidade das propriedades modeladas, a malha em que o reservatório é discretizado é composta por blocos pequenos demais para serem utilizados, de forma eficiente e econômica, diretamente nas simulações de fluxo necessárias aos estudos que são efetuados sobre o reservatório. É preciso, portanto, que se faça uma mudança de escala dos valores atribuídos aos bloquinhos da malha geoestatística, calculando os valores equivalentes para os blocos de uma malha mais grosseira. Neste trabalho são selecionados da literatura, explicados, comentados e comparados os principais métodos de mudança de escala das mais importantes propriedades necessárias à simulação de fluxo. Foram gerados e utilizados 3 modelos geológicos e geoestatísticos diferentes. A precisão e o desempenho dos métodos foram verificados através da comparação entre os resultados obtidos na simulação de fluxo com a malha fina e com a malha grosseira escalonada. o trabalho foi dividido em duas etapas. Na primeira etapa, foram abordados os problemas de fluxo monofásico, onde as propriedades a escalonar são, basicamente, a porosidade e a permeabilidade absoluta, e se concluiu que o método analítico proposto por Le Loc'h (1990) fornece bons resultados. Na segunda etapa, foram selecionados 4 problemas físicos diferentes de fluxo multifásico e foram escalonadas, além das propriedades anteriores, as permeabilidades relativas e pressão capilar, através da construção de pseudofunções din3micas. Os resulta dos obtidos nos 12 casos (3 modelos geoestatísticos e 4 problemas físicos) mostraram que as pseudofunções devem sempre ser utilizadas, mas fornecem melhores resultados quando os efeitos de canalização do fluxo são mais discretos / Abstract: New geoestatistical techniques allow us to use a great number of information to model petroleum reservoirs. However, in order to bonor the variability of tbe modelled properties, tbe reservoir discretization requires a grid toa refined to be directly used in a flow simulator. Therefore, a cbange of scale is needed, from tbe geoestatistical grid to tbe flow simulator grid. It is necessary to calculate representative values for the coarse grid-blocks, using the values of the fine grid-blocks. In this work, the major scaling-up metbods for tbe most important properties used in a flow simulation were selected from tbe literature, explained, commented and compared. Three different geological and geoestatistical models were used. The accuracy and the performance of the methods were verified through the comparison between the flow simulation results using fine and coarse grid. This work was divided in two parts. The first one relates to single-pbase flow problems, wbere the properties to be scaled are, basically, tbe porosity and tbe absolute permeability, and it was found that the Le Loc'h's (1990) analytical method yields good results. In the second part, four different physical problems of multi-pbase flow were selected. In addition to tbe previous properties, relative permeabilities and cappilary pressure were scaled-up, using dynamic pseudofunctions. The results for the 12 cases (3 geoestatistical models and 4 physical problems) sbowed tbat the pseudofunctions must always be used, but they work better wben fingering effects are smaller / Mestrado / Mestre em Engenharia de Petróleo

Orientadores: Antonio Claudio de F. Correa, Fernando Rodriguez de la Garza / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-14T02:31:28Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Silva_GisleneAparecidada_M.pdf: 3279379 bytes, checksum: 03f008416045b182b87bb22bf198510c (MD5) Previous issue date: 1991 / Resumo: Na aplicação do método de subdomínios para simulação de reservatórios naturalmente fraturados, um bloco representativo de matriz é discretizado com o objetivo de conseguir uma resolução dos gradientes de pressão e saturação dentro do bloco de matriz. O simulador desenvolvido é unidimensional, bifásico, óleo-gás e totalmente implícito. As formulações convencional e de subdomínios para reservatórios naturalmente fraturados são consideradas. Na formulação de subdomínios são usadas as opções de fluxo disperso e de fluxo segregado nas fraturas. Para todos os casos são apresentados resultados de simulações de depleção primária. As soluções geradas através das diversas opções de modelagem da interação matriz-fratura são analisadas comparativamente e é discutido o efeito que teria o uso de modelos de interação simplificados na previsão do comportamento de reservatórios / Abstract: In applying the subdomain method for simulation of naturally fractured reservoirs, a representative matrix block is discretized in order to obtain pressure and saturation distribution in the matrix block. A two-phase, oil-gas, one-dimensional, fully implicit simulator is presented, which uses the convencional and the subdomain formulation for naturally fractured reser voirs. In the subdomain formulation, disperse and segregated fracture fluid options are used. Simulation of primary depletion are presented for all cases. The solutions obtained through the use of several options for modelling the matrix-fracture interaction are analysed in a comparative way. The effect of the simplified interaction models on the the prediction of reservoirs performance is discussed. / Mestrado / Mestre em Engenharia de Petróleo

Orientador: Kelsen Valente Serra / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-14T02:35:57Z (GMT). No. of bitstreams: 1 SantosJunior_MiltondeOliveira_M.pdf: 2107364 bytes, checksum: 68bd7a9ca26bcf9c611ef626f9036851 (MD5) Previous issue date: 1990 / Resumo: Este trabalho investiga o comportamento de reservatórios de gás em solução. A primeira parte do trabalho considera o regime de fluxo transiente. Uma das características mais importantes para o estudo de reservatórios são as curvas de permeabilidade relativa. A obtenção dessas curvas se faz geralmente com o uso de correlações e de análise de laboratórios. As condições de laboratório para a obtenção dessas curvas, entretanto, dificilmente reproduzem as condições "in situ" do reservatório e os parâmetros determinados dessa forma contêm um grau de incerteza considerável ...Observação: O resumo, na íntegra poderá ser visualizado no texto completo da tese digital / Abstract: This work investigates the behavior of Solution-gas-drive reservoirs during both transient and boundary dominated flow periods. The main objective of this work is to obtain relative permeability curves from well test data. The relative permeability curves are generally obtained laboratory conditions hardly from laboratory analisys. However, reflect the reservoir conditions. Therefore, the curves obtained under these conditions have a considerable amount of uncertainty...Note: The complete abstract is available with the full electronic digital thesis or dissertations / Mestrado / Mestre em Engenharia de Petróleo

Orientador: Luzia Koike / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Quimica / Made available in DSpace on 2018-07-20T11:32:36Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Machado_SimonedaSilva_M.pdf: 3493422 bytes, checksum: cc611eede8215d8445642255d9a6005c (MD5) Previous issue date: 1995 / Mestrado

Orientador: Kelsen Valente Serra / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-07-18T05:51:41Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Silva_CelsoTarcisiodeSouza_M.pdf: 3829556 bytes, checksum: 9240deb83dc2358e5031f9ade896c5d6 (MD5) Previous issue date: 1993 / Resumo: Nesta dissertação de mestrado foram estudados em detalhe, aspectos relacionados à interpretação de testes transientes de pressão em reservatórios de gás e condensado. Um simulador numérico composicional totalmente implícito é utilizado para estudar o comportamento do reservatório, durante testes transientes de pressão, nos quais ocorre o fenômeno de condensação retrógrada no meio poroso. Investigou-se o aparecimento da fase líquida no meio poroso, os perfis de composição e saturação das fases no poço e no reservatório, e a influência de diversos parâmetros na resposta de pressão. Foram simulados testes transientes de pressão com vazão molar constante, nos períodos de fluxo e de estática, sendo os testes interpretados utilizando diferentes metodologias, para determinar os parâmetros de interesse. a análogo monofásico de AI-Hussainy(1966) foi empregado, para interpretar os períodos de fluxo e de estática, e as limitações e implicações da utilização deste método foram explicitadas. Durante o transiente, os perfis de composição e saturação das fases no reservatório foram computados com a teoria do fluxo bifásico permanente de a'Dell e Miller(1967), e os resultados comparados com os dados do simulador. A análogo permanente de Jones(1988) também foi empregado para interpretar os testes, sendo ressaltadas as limitações na aplicação desta metodologia. Nos casos em que a teoria do permanente falha, procurou-se utilizá-la de forma combinada com a derivada da curva de fluxo, possibilitando desta forma obter melhores estimativas para o fator de película. Também foram analisadas algumas particularidades relativas à obtenção dos parâmetros de fluido e rocha nos reservatórios de gás e condensado / Mestrado / Geologia de Petroleo / Mestre em Geoengenharia de Reservatorios

Orientador: Armando Zaupa Remacre / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-19T19:17:20Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Aquino_CarlosGuilhermeSilvade_M.pdf: 5000648 bytes, checksum: 8a26da0f405c72484662ddfa1af6ab7c (MD5) Previous issue date: 1991 / Resumo: Este trabalho aborda uma das etapas fundamentais da estimativa de reservas, que é a estimativa de volume de hidrocarboneto do reservatório, inferindo-o desde a fase exploratória até o seu completo desenvolvimento. Ressalta, também, a importância dos dados sísmicos para esta estimativa, particularmente quando o reservatório atinge seu pleno desenvolvimento com poucos poços, típico de campos petrolíferos localizados o mar. A dissertação Apresenta como caso prático um reservatório da Plataforma Continental brasileira. o modelo estocástico utilizado baseia-se nas funções aleatórias gaussianas aplicadas às variáveis de amplitude sísmica, espessura e topo estrutural do reservatório. Aplica-se Ao modelo asimulação condicional geoestatística, usando os algoritmos das médias móveis bandas rotativas (turninq-bands) / Abstract: This work approaches one of fundamental steps of the reserva estimation, namely, the oil in place volume calculation, from the explorarory stage to the complete development of a reservoir. The importance of seismic data to this estimation is emphasized, particularly when the reservoir is completely developed with few wells, a common practice with offshore fields. A case study for a Brazilian offshore basin is presented. The stochastic model used to describe teh reservoir is based on Gaussian Functions applied to seismic amplitude, to reservoir structural top and to reservoir thickness. The model is solved by geostatistics conditional simulation, with turning-bands method / Mestrado / Mestre em Engenharia de Petróleo

Orientadores: Antonio Claudio Correa, Maria Cristina de Castro Cunha / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-07-21T15:42:26Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Almeida_SergioRibeirode_M.pdf: 1892513 bytes, checksum: 921d8f84806cd70ffa02c33ea865d2b2 (MD5) Previous issue date: 1995 / Resumo: Esta dissertação estuda a aplicação da teoria dos canais de fluxo associada a um modelo linear de dupa porosidade em reservatórios heterogêneos submetidos à injeção de um fluido incompressível molhante e conseqüente produção do fluido não-molhante. Durante todo o trabalho foi considerado que as linhas de fluxo utilizadas são constantes com o tempo, não havendo fluxo entre os canais. Desprezou-se as forças gravitacionais e o fenômeno da embebição foi modelado através de um modelo de tranferência de massa já utilizado no modelo linear. Soluções analfticas obtidas através da teoria do potencial complexo são apresentadas para os arranjos de poços "five-spot" e linha esconsa, bem como procedimentos para obtenção das linhas de fluxo. A generalização do modelo linear permitiu sua aplicação para o caso bidimensional. Um outro item abordado foi a obtenção do coeficiente de difusão em função da saturação a partir da curva de pressão capilar / Abstract: This work studies the application of strearntube theory joined with a two-porosity linear model in heterogeneous reservoirs under injection of a incompressible wetting fluid and the production of a non-wetting fluid. It was considered that the streamlines are fixed and there is no flow between each channel. Gravity was neglected and the imbibition phenomena was modeled by the use of a mass transfer model. Analytical solutions given by complex potential theory are shown for two well pattem, as well as procedures to obtain the streamlines. The generalized linear model allowed its use in the two-dimensional case. Another item studied was how to obtain a variable diffusion coefficient as a function of saturation from capillary pressure data / Mestrado / Mestre em Geoengenharia de Reservatorios