Orientador: Arnaldo Vieira Moura, Cid Carvalho de Souza / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Computação / Made available in DSpace on 2018-08-12T08:44:27Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Cire_AndreAugusto_M.pdf: 961770 bytes, checksum: 5fad1ce7143a7b6505cc4194ac56dc65 (MD5) Previous issue date: 2008 / Resumo: Esta dissertação de Mestrado trata de um problema real de escalonamento, no qual uma complexa rede de dutos é utilizada para distribuição de derivados de petróleo e bio-combustíveis de refinarias a mercados locais. Dutos constituem a alternativa de transporte mais vantajosa em termos econômicos e ambientais, mas trazem consigo um amplo conjunto de restrições operacionais difíceis, envolvendo seqüenciamento de produtos, capacidade de tanques, controle de taxa de vazão, controle de estoque e muitas outras. O objetivo do problema está em escalonar operações de bombeamento nos dutos de forma a satisfazer as demandas locais em cada órgão de distribuição, dentro de um horizonte de planejamento pré-definido. Para resolvê-lo, este trabalho propõe uma nova abordagem híbrida composta por duas fases. Primeiramente, uma fase de planejamento define os volumes de produto que devem ser transmitidos entre órgãos para que as demandas sejam completamente atendidas. Em seguida, uma fase de escalonamento é responsável por criar e escalonar as operações de bombeamento, de forma a garantir que os volumes definidos na fase anterior sejam efetivamente enviados. Esta disserta¸c¿ao foca na fase de escalonamento, e duas formulações em Programação por Restrições (PR) são apresentadas para modelá-la. Conforme foi verificado, a flexibilidade de PR 'e fundamental para representar e satisfazer restrição que, usualmente, são desconsideradas na literatura, mas que são essenciais para a viabilidade operacional das soluções. A estratégia completa foi implementada e produziu resultados adequados e promissoras para 5 instâncias reais fornecidas pela Petrobras. Tais instâncias cont¿em 30 dutos, mais de 30 produtos e 14 órgãos de distribuição que contemplam cerca de 200 tanques. / Abstract: This dissertation deals with a very difficult overly-constrained scheduling challenge: how to operate a large pipeline network in order to adequately transport oil derivatives and biofuels from refineries to local markets. Pipeline network systems are considered the major option for transporting these product types, in view of their many economic and environmental advantages. However, they pose serious operational difficulties related to product sequencing, flow rates and tank capacities. The challenge is how to schedule individual pumping operations, given the daily production and demand of each product, at each location in the network, over a given time horizon. In order to tackle this problem, we propose a novel hybrid approach which comprises two phases. Firstly, a planning phase decides the necessary volume transmission among depots to satisfy the given demands. Finally, a scheduling phase generates and schedules the pumping operations that guarantee the required volume transmission. This dissertation focuses on the scheduling phase, in which two new Constraint Programming (CP) models are proposed. The CP flexibility plays a key role in modeling and satisfying operational constraints that are usually overlooked in literature, but that are essential in rder to guarantee viable solutions. The full strategy was implemented and produced adequate and promising results when tested over 5 large real instances from Petrobras. These instances have a complex topology with around 30 interconnecting pipelines, over 30 different products in circulation, and about 14 distribution depots which harbor more than 200 tanks. / Mestrado / Pesquisa Operacional / Mestre em Ciência da Computação

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

Orientadores: Jose Ricardo Pelaquim Mendes, Celso Kazuyuki Morooka / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica, Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-08-12T14:10:01Z (GMT). No. of bitstreams: 1 CarrilloArturo_NaisaVeronica_M.pdf: 9285828 bytes, checksum: cea4b1d24498e3db795cf1baac36b0bb (MD5) Previous issue date: 2008 / Resumo: Neste trabalho é proposto um parâmetro, denominado de índice de desempenho do sistema, que permite estudar o desempenho de poços de petróleo. Um diferencial deste parâmetro é que ele utiliza dados reais e abundantes de campo que são medidos periodicamente. Tal índice permite, por exemplo, avaliar o desempenho e as tecnologias utilizadas nos poços. Usando este índice, verificou-se a influência da geometria do poço para um mesmo campo e uma mesma zona produtora, comparando o desempenho dos poços verticais, direcionais e horizontais. Comparou-se também o desempenho do tipo de contenção de areia para esse mesmo campo e essa mesma zona produtora. Os dados utilizados neste trabalho foram gentilmente fornecidos pela Petrobras. / Abstract: In this work a new parameter called the System Performance Index is proposed, which allows a more profound study of the performance of petroleum wells. An outstanding characteristic of this parameter is that it uses a large amount of field data measured periodically. This index allows the assessing of the performance and technologies used in the wells. This study presents a comparison of the performance of vertical, directional and horizontal wells. The sand control technologies used in the wells are also evaluated. Finally, the proposed parameter enables a practical analysis that can be implemented as a strategic tool for oilfield, performance and optimization studies. Data used in this work were kindly supplied by Petrobras. / Mestrado / Explotação / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Valéria Maia Merzel / Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Biologia / Made available in DSpace on 2018-08-25T14:04:53Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Verde_LeandroCostaLima_D.pdf: 7821596 bytes, checksum: b0f165c3b35ff62438f4e8f59035eb82 (MD5) Previous issue date: 2014 / Resumo: O processo de biodegradação do petróleo em reservatórios pode resultar em mudanças na composição e propriedades físico-químicas de óleos brutos e gases naturais, as quais levam à diminuição do teor de hidrocarbonetos saturados, produzindo óleos mais pesados e com baixo valor econômico. O uso combinado de técnicas dependentes e independentes de cultivo pode nos permitir um melhor entendimento acerca da comunidade de micro-organismos que habita os reservatórios de petróleo, incluindo aqueles responsáveis por esta biodegradação. O conhecimento sobre a composição microbiana, suas funções e interações com outros micro-organismos e com o ambiente pode levar à definição de estratégias de monitoramento e/ou controle da biodegradação em reservatórios. Este estudo teve como finalidade avaliar a diversidade de micro-organismos e genes envolvidos na degradação de hidrocarbonetos presentes em amostras de petróleo provenientes de dois poços terrestres da Bacia Potiguar (RN), identificados como GMR75 (poço biodegradado) e PTS1 (poço não-biodegradado), através da construção de bibliotecas de genes catabólicos (alcano monooxigenases - alk, dioxigenases que hidroxilam anéis aromáticos ¿ ARHDs e 6-oxocyclohex-1-ene-1-carbonyl-CoA hidroxilase - bamA) e sequenciamento em larga escala de metagenoma e metatranscriptoma de enriquecimentos microbianos aeróbios. Os resultados obervados mostraram uma distribuição diferencial dos genes catabólicos entre os reservatórios, sendo o óleo biodegradado mais diverso para os genes alk e bamA. As sequências foram semelhantes aos genes alkB dos gêneros Geobacillus, Acinetobacter e Streptomyces, aos genes ARHD dos gêneros Pseudomonas e Burkholderia, e aos genes bamA do gênero Syntrophus. A análise quantitativa dos genes catabólicos de degradação de hidrocarbonetos presentes e expressos nos enriquecimentos microbianos em diferentes etapas da biodegradação do óleo, através de PCR Tempo Real, demonstrou maior atividade do gene que codifica a enzima dioxigenase nas comunidades microbianas enriquecidas, e os resultados obtidos pela técnica de microarray sugeriram a existência de novas sequências dos genes alk e ARHD provindas do reservatório de petróleo. As análises das sequências obtidas a partir do metagenoma e metatranscriptoma mostraram que a comunidade bacteriana recuperada no enriquecimento aeróbio é bastante diversa, com predominância do Filo Actinobacteria, seguido de Proteobacteria. As sequências com maior abundância e níveis de expressão foram relacionadas aos genes que codificam as proteínas ligase CoA de ácido graxo de cadeia longa, envolvida na degradação de compostos aromáticos; descarboxilase, envolvida com o ciclo do glioxilato, e o fator sigma da RNA polimerase, envolvida com a regulação da resposta ao estresse oxidativo, sugerindo uma adaptação da comunidade microbiana às condições do enriquecimento e um processo inicial de biodegradação dos hidrocarbonetos. Os resultados obtidos neste trabalho fornecem dados inéditos sobre a diversidade de genes catabólicos e de membros da comunidade microbiana potencialmente envolvidos com a degradação do óleo em reservatórios de petróleo / Abstract: The process of oil biodegradation in reservoirs may result in changes in the composition and physico-chemical properties of crude oils and natural gases, which lead to the decrease of the content of saturated hydrocarbons, producing heavy oils and with low economic value. The combined use of both dependent and independet cultivation techniques may allow us to better understand the microbial community inhabiting oil reservoirs, including those microorganisms responsible for oil degradation. The knowledge about the microorganisms, ther functions and interactions with other microorganisms and the environment may lead to the definition of monitoring and/or control strategies of biodegradation in oil reservoirs. This study aimed at evaluating the diversity of microorganisms and genes involved in the degradation of hydrocarbons present in oil samples from two onshore reservoirs at Potiguar Basin (RN), identified as GMR75 (biodegraded) and PTS1 (non- biodegraded), through the construction of catabolic gene libraries (alkane monooxygenases - alk, aromatic ring hydroxylating dioxygenases ¿ ARHD and 6-oxocyclohex-1-ene-1-carbonyl-CoA hydroxylase - bamA) and highthroughput sequencing of metagenome and metatranscriptome from aerobic microbial enrichments. Results observed showed a differential distribution of catabolic genes between the reservoirs, being the biodegraded oil more diverse for the alk and bamA genes. The sequences were similar to alkB genes from Geobacillus, Acinetobacter and Streptomyces genera, to the ARHD genes from Pseudomonas and Burkholderia genera, and to the bamA genes from Syntrophus genus. Quantitative analysis of the hydrocarbon degradation genes present and expressed in the microbial enrichments during the different phases of oil biodegradation by Real-Time PCR showed that there was a higher activity of dioxygenase enzymes in the enriched microbial communities and results from microarray assays suggested the existence of new alk and ARHD gene sequences originated from the oil reservoir. Metagenomic and metatranscriptomic analyses showed a highly diverse bacterial community, dominated by the Phylum Actinobacteria, followed by Proteobacteria. The most abundant and active sequences were affiliated to the Long-chain-fatty-acid-CoA ligase protein, involved in the degradation of aromatic compounds; decarboxylase, which is involved with the glyoxylate cycle, and RNA polymerase sigma factor, which is involved in regulating the oxidative stress response, suggesting an adaptation of the microbial community to the enrichment conditions and an initial process of biodegradation of hydrocarbon compounds. The results obtained in this work bring innovative data on the diversity of catabolic genes and microbial community members potentially involved with oil degradation in petroleum reservoirs / Doutorado / Genetica de Microorganismos / Doutor em Genetica e Biologia Molecular

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

Orientador: José Ricardo Pelaquim Mendes / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-22T11:39:24Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Salmazo_Eduardo_M.pdf: 7818535 bytes, checksum: a2f7369fd589c6f6e85ce6c997e8c112 (MD5) Previous issue date: 2013 / Resumo: Neste trabalho discute-se os desafios associados à atividade de perfuração de poços de petróleo através de formações afetadas pela presença de domos salinos. Domos salinos podem induzir grandes tensões nas formações subjacentes e adjacentes, impondo a necessidade de um planejamento específico para a perfuração e manutenção de poços de petróleo. Durante a perfuração, em frente à zonda de sal, há relatos de problemas de aprisionamento de coluna, dissolução de sal no fluido de perfuração, ocasionando a formação de batentes mecânicos e cavernas. Há ainda, nas formações que rodeiam um domo salino, devido à alterações no campo de tensões, problemas de instabilidade nas paredes do poço aberto e formação de zonas anormalmente prossurizadas. Após o revestimento do poço, há casos de colapso do revestimento. Para prever e mitigar os riscos associados à essa atividade é de fundamental importância o entendimento dos fenômenos físicos que o ocasionam. Com essa finalidade, foi feito um estudo à respeito de tais mecanismo físicos como fluência e instabilidade hidrodinâmica, mais especificamente a instabilidade de Rayleigh-Taylor. Desenvolveu-se, a partir de tal estudo, um modelo analítico para prever o desenvolvimento de um domo salino e discutiu-se a forma como este pode interferir em parâmetros importantes para a atividade de perfuração como, por exemplo, o campo de tensões nas formações adjacentes às camadas de sal / Abstract: In this present work are discussed the challenges associated with the drilling activities in oil wells through formations affected by the presence of salt domes. This geological structures can induce large stresses in the underlaying and adjacent formations, imposing the necessity of specific planning for drilling and maintenance of such oil wells. During drilling, facing the salt, there are reports of problems of stuck pipe, salt dissolution, forming mechanical stops and caves. There are still, in formations around a salt dome, due changes in the stress field, problems of well instability and abnormally pressure zones. After casing, there are cases of case collapse. To prevent and mitigate risks associated to this activity, is crucial understand the physical phenomena behind it. With such finality, was made an study related with such physical mechanisms, such hydrodynamic instability, specifically the Rayleigh-Taylor instability. Was developed, from this study, an analytical model to predict the salt dome development and was discussed the way such it can interfer in important paramenters related to the drilling activity as, for exemple, the tension field in the formation around the salt dome / Mestrado / Explotação / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Denis José Schiozer / Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-23T21:35:17Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Mezzomo_CristinaCledia_D.pdf: 20242077 bytes, checksum: d16d737b77c20aa4dd8638356659d1de (MD5) Previous issue date: 2005 / Resumo: A elaboração de projetas de desenvolvimento é um processo bastante complexo devido às incertezas devido à quantidade limitada de informações disponíveis para o grande número de variáveis envolvidas com compot1amento dinâmico. A ferramenta mais utilizada para este processo é a simulação numérica de reservatórios, que fornece a previsão de produção dos campos e pode ser associada a algoritmos de otimizaçào para a maximização de uma função objetiva previamente estabelecida segundo os objetivos de cada projeto. Embora o processo seja complexo, usualmente, são utilizados procedimentos manuais para a escolha da estratégia de produção. Algumas tentativas têm sido publicadas com o objetivo de tornar o processo automático. Entretanto, nenhuma dessas duas formas parece ser a mais adequada, pois (l) a forma manual demanda excessivo tempo dos profissionais envolvidos e pode não considerar todos os cenários necessários para evitar tempos longos de preparação dos projetas e (2) as formas automáticas apresentadas até agora demandam um número muito grande de simulações, o que inviabiliza a aplicação em reservatórios reais. O procedimento para seleção de planos de desenvolvimento proposto neste trabalho procura tirar proveito das duas formas de trabalho c é composta por procedimentos seqüenciais manuais e automatizada. Isso possibilita que a definição dos parâmetros do plano de desenvolvimento esteja integrada à análise de risco (técnico, operacional, geológico, econômico, etc.). O procedimento para seleção de planos de desenvolvimento pode ainda ser integrado com uma teoria de análise de decisão adequada utilizando, por exemplo, a teoria de utilidade multiatributos. A idéia é propor um procedimento que pode ser aplicada a um conjunto amplo de reservatórios, fornecendo embasamento para escolha da alternativa mais adequada para o desenvolvimento inicial do campo, observando o comportamento em relação aos riscos considerados e a priorização de objetivos para o projeto. Foram testados diversos exemplos com diferentes características e os resultados md1cam que este procedimento é bastante flexível, podendo ser adaptada para considerar as características e objetivos estabelecidos para cada projeto com custo computacional que pode ser estabelecido para cada caso / Abstract: Field developrnent planning is a very cornplex process due to uncertainties, related to the restricted amount of information available for the high number of variables with dynamic behavior. The most common tool for this process is reservoir simulation that provides production forecasts and is associated to optimization algorithms for the optimization of a non-linear objective-function previously stated, regarding the objectives for the project. Although this is a complex process, manual procedures are often used to select a recovery strategy. Some studies have been developed to obtain automatic procedures. Some tests have been published with the objective of developing an automatic process. However. none of these approaches seem to be the most adequate regarding that (I) the manual approach requires excessive time from the professionals involved and may not consider all the necessary scenarios in order to avoid long times for projects planning and (2) the automatic approaches presented until this moment requires a very large amount of simulations and are unfeasible for actual reservoirs. The approach for field development plan selection proposed in th1s work takes advantages of both approaches and is composed by a sequence of manual and automated procedures. This enables to integrate the parameters definition for the development plan to a risk analysis (technical, operational, geological, and economic, etc.). The procedure for field development plan selection can still be integrated with an adequate decision analysis using, for example, multiattributes utility theory. The main idea is to propose a procedure that can be applied to a large set of reservoirs, providing the fundamentals to choose the most adequate choice for the initial field development, regarding the risks related and objectives classification for the project. Severa] examples with different characteristics were evaluated and the results indicate that this procedure is very flexible and it can be adapted to consider the characteristics and objectives stated to each project with a low computational cost that can be stated for each case / Doutorado / Reservatórios e Gestão / Doutora 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: Alexandre Campane Vidal / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-21T21:03:15Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Passarella_CamilaAndrade_M.pdf: 16521657 bytes, checksum: aab7953ccc8c81c5bbe65ebc4282e561 (MD5) Previous issue date: 2012 / Resumo: O presente trabalho foi direcionado para a caracterização e modelagem geológica do reservatório turbidítico do Campo de Namorado. Visto que os depósitos de hidrocarbonetos formaram-se a partir de processos sedimentares e tectônicos complexos que atuaram durante milhões de anos nas bacias e que as informações obtidas destes depósitos são bastante restritas, tornou-se consensual a idéia de que a integração de metodologias e ferramentas possibilita a melhor compreensão dos reservatórios e de suas heterogeneidades. Neste trabalho optou-se por integrar os dados oriundos da geofísica de perfis de poços e dos testemunhos, através dos métodos geoestatísticos de modelagem estocástica com o intuito de gerar modelos equiprováveis do Campo de Namorado que auxiliarão no entendimento da distribuição das principais unidades do reservatório que influenciam na estimativa do volume de óleo. A análise faciológica teve como enfoque os métodos qualitativo, apoiado na descrição das 29 litofácies descritas nos testemunhos, e quantitativo, baseado nas análises dos perfis geofísicos de 54 poços. Com base nesta correlação rocha-perfil, as fácies arenito, arenito argiloso, carbonato e folhelho foram definidos como sendo os prováveis litotipos presentes no reservatório. Para a modelagem geológica e estrutural do Campo de Namorado todos os dados disponíveis foram tratados com o auxílio de um software de modelagem de reservatórios. As etapas de trabalho foram: delimitação de topo e base dos 54 poços do reservatório; interpretação dos três ciclos deposicionais; identificação das falhas; e, por fim, geração de um grid 3D que servirá como base para a realização das modelagens estocásticas subseqüentes. Com a aplicação do método estocástico de simulação seqüencial de indicatriz, foi definida a distribuição espacial das fácies. As propriedades de porosidade efetiva e saturação de água, relacionadas a cada litotipo, foram modeladas a partir da técnica de simulação gaussiana seqüencial. A definição destes parâmetros possibilitou a obtenção do volume de óleo in situ do Campo de Namorado. Como resultados finais foram obtidos vários modelos equiprováveis que representam toda a estrutura do reservatório e possibilitam a quantificação da incerteza associada à estimativa do volume de óleo / Abstract: This work focused the geologic characterization and modeling of the Namorado Oil Field. Sedimentary and tectonic complex processes formed the hydrocarbon deposits for millions of years in the basins, but the information obtained from these deposits is very narrow. In this matter, the opportunity to study the integration of methodologies and tools enables a better understanding of the reservoirs and their heterogeneity. This work integrates the data derived from well logs and cores by the geostatistical methods of stochastic modeling to generate equiprobable models of the Namorado Oil Field, which will assist in the understanding of the distribution of the main reservoir units that influence in the oil volume estimation. The faces analysis used the qualitative method, based on the description of 29 lithofacies described in the cores, and the quantitative method, supported by the well log analysis of 54 wells. Based on this correlation between logs and rocks, was defined as probable reservoir litotypes the faces sandstone, shaly sandstone, carbonate and shale. For the geologic and structural modeling of the Namorado Oil Field all the available data were processed with the aid of a reservoir modeling software. The steps of the work were: delimitation of the top and bottom of the 54 reservoir wells; the interpretation of the three depositional cycles; the identification of failures; and, finally, the generation of a 3D grid for the base of the stochastic modeling. The application of the stochastic method of sequential indicator simulation defined the spatial distribution of the faces. In the other hand, the properties of effective porosity and water saturation related to each lithotype were modeled using the technique of sequential Gaussian simulation. The definition of these parameters allowed the oil volume estimation of the Namorado Oil Field. As a final result, several equiprobable models were obtained representing the entire structure of the reservoir and allowing the uncertainty quantification associated with oil volume computation / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo