Orientador: Antonio Carlos Bannwart / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-21T23:41:35Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Bragantini_MauroFernando_M.pdf: 5693941 bytes, checksum: bef9d874ab134a24eff92a6991db0e51 (MD5) Previous issue date: 2012 / Resumo: As bombas centrífugas submersas (BCS) são largamente empregadas para elevação artificial de petróleo, sendo, na sua configuração básica, acionadas por motores elétricos. Os motores elétricos são o elo mais sensível deste equipamento, apresentando baixo MTBF (Mean Time Between Failure), ocasionando intervenções custosas para o seu reparo e/ou substituição nas plataformas off-shore de produção de petróleo. O acionamento da BCS por outro meio é uma alternativa para aumento deste MTBF e a utilização de uma turbina hidráulica como força motriz uma possibilidade já viabilizada tecnicamente. Os produtos existentes no mercado, neste arranjo, BCS+Turbina, são denominados de HSP (Hydraulic Submersible pump). Devido às características construtivas da BCS, múltiplos estágios em série, diâmetro externo reduzido e acoplamento direto com o acionador, o projeto da turbina deve ser alinhado com estes requisitos. Este trabalho investiga a definição da carga de certa BCS bombeando óleo, analisa os diferentes métodos de predição do comportamento desta mesma BCS funcionando como turbina como opção de acionamento, estabelece as condições de projeto deste arranjo, o constrói, o ensaia e compara os resultados com as metolodogias de predição pesquisadas / Abstract: Bore-hole electrical submersible pumps (ESP) are largely used as oil artificial lift alternative. Electrical motor is the most sensitive component of this equipment presenting low MTBF (Mean Time Between Failure) causing high cost operations to fit or replace it on oil production off-shore platforms. ESP driving by another mean is an alternative to increase MTBF and a hydraulic turbine as driver is a technical possibility already available. Market existing products on this arrangement are called HSP (Hydraulic Submersible pump). Due to ESP constructive characteristics like multiple stages, reduced bore-hole diameter and direct coupled to the driver the turbine design should meet these requirements. This work investigates certain SP (Submersible Pump) load when pumping oil and the different prediction methods of this same SP running as turbine as drive option, also establishes the design conditions of this arrangement, builds it, tests it and compares the results against the researched prediction methodologies / Mestrado / Explotação / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientadores: Edson Wendland, Denis J. Schiozer / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-08-02T20:35:07Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Risso_ValmirFrancisco_M.pdf: 2778656 bytes, checksum: 48158893a2f0895766de90de6e48c991 (MD5) Previous issue date: 2002 / Mestrado

Orientador : Sergio Nascimento Bordalo / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-08-02T22:23:03Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Bezerra_MuriloValenca_M.pdf: 5666584 bytes, checksum: 4e3ea2021ba8f915134ec420233a656f (MD5) Previous issue date: 2002 / Resumo: A avaliação do método de elevação para determinada aplicação representa um passo importante no gerenciamento da produção de petróleo. Cada uma das tecnologias existentes apresenta vantagens e desvantagens específicas em termos de projeto e configuração dos equipamentos, custos de aquisição, confiabilidade, procedimentos de operação, intervenção e reparos. As atividades de análise e seleção de um método de elevação envolvem a pesquisa e organização de várias informações relativas ao reservatório, ao projeto do poço e às características dos fluidos que serão produzidos, além das considerações de especialistas envolvidos com a produção dos poços. O presente trabalho procura reunir estas informações e sistematizar os diferentes parâmetros envolvidos na análise e seleção de métodos de elevação, e propõe uma metodologia utilizando conceitos da lógica nebulosa, que possa simular o processo de avaliação realizado por especialistas ao considerar o contexto de produção existente / Abstract: The evaluation of artificial lift methods for a given field application represents an important step in the oil production management. There are some advantages and disadvantages for each of the technology applied, covering a number of different attributes such as well design, equipment installation and reability, capital costs, operation and maintenance practices. The activities of evaluation and selection demands research and organization in order to identify the necessary information from the reservoir, fluids and well design which will help the experts to decide. This work aims to set a artificial lift evaluation methodology which can be able to simulate the expert knowledge using fuzzy set and fuzzy logic theory / Mestrado / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Paulo Roberto Ribeiro / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica e Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-08-03T18:14:08Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Nunes_JoaoOtavioLeite_M.pdf: 4170180 bytes, checksum: 7c2064f4ba67fccb4f1c209b60bf69c7 (MD5) Previous issue date: 2002 / Resumo: O controle de poço sempre foi um assunto muito importante na exploração e explotação de óleo e gás, pois envolve aspectos econômicos, de segurança de pessoas e questões ambientais. O avanço das explorações offshore, particularmente em águas profundas e ultra-profundas, tem aumentado cada vez mais a relevância do controle de kicks e prevenção de blowouts. Práticas de perfuração largamente utilizadas têm sido otimizadas e reavaliadas, então novas tecnologias têm sido desenvolvidas para tratar problemas relacionados a operações de perfuração em águas profundas, tal como uma prática de controle de poço confiável e eficiente. Este esforço é de grande importância em paises como o Brasil, que tem a maior parte da produção de óleo e gás em campos offshore, sendo que a maioria dos campos localiza-se em águas profundas e ultra-profundas. Considerando-se tal cenário, um modelo matemático foi desenvolvido para simular um kick de gás e prever a variação de pressão na linha do choke e no espaço anular de um poço, durante uma situação de controle de poço em águas profundas. Considerações sobre o efeito da geometria do poço, perdas de carga por fricção, expansão do influxo e modelagem bifásica foram implementadas. O efeito de algumas variáveis no controle de poço, tais como o pit gain, lâmina d'água, densidade e reologia do fluido de perfuração e vazão de bombeio foram estudadas / Abstract: Well control has always been a very important issue in the oi! and gas exploitation business, since it involves money savings, people safety and environment threatening. The advancement of the exploration frontiers from onshore to offshore fields, particularly, deep and ultra-deep waters, has increased even more the relevance of kick control and blowout prevention during drilling operations. Widely used drilling practices have been optimized and re-evaluated, so have new technologies been developed to handle specific issues related to deepwater drilling operations, such as reliable and efficient well control practices. This effort has great importance to some countries like Brazil, which have most part of their oil and gas production concentrated on offshore wells, about of those reserves are located in deepwaters. Regarding such scenario, a mathematical model has been developed to simulate a gas kick and predict the pressure variation in the choke line and the annular space of the well during well control situation in deepwater scenarios. Considerations regarding the effects of wellbore geometry, frictional pressure losses, influx expansion, and two-phase flow aspects have been implemented in the present model. The effects of some variables in well control, such as the pit gain, water depth, mud weight and rheology and pump flow rate have been studied. / Mestrado / Geociencias / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Denis J. Schiozer / Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica, Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-08-03T22:12:51Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Costa_AnaPauladeAraujo_D.pdf: 9915429 bytes, checksum: a40f2db4e99e0acac5a9bca4b773c0f8 (MD5) Previous issue date: 2003 / Resumo: Na análise de decisão aplicada ao desenvolvimento de campos de petróleo deve ser levado em consideração o risco associado a vários tipos de incertezas. Na transição entre as fases de avaliação e desenvolvimento, a importância do risco associado ao fator de recuperação cresce significativamente. O processo é complexo devido a: (1) altos investimentos, (2) grande número de variáveis incertas, e (3) forte dependência dos resultados com a defmição da estratégia de produção. Esta complexidade, em muitos casos, causa dificuldades na utilização de técnicas confiáveis para avaliar o risco corretamente ou demanda excessivo esforço computacional. Por isso, metodologias para quantificar o impacto de incertezas não estão bem defmidas devido à necessidade de simplificações no processo e a falta de conhecimento do impacto dessas simplificações. Dessa forma, o objetivo deste trabalho é definir uma metodologia através de um estudo detalhado do processo de análise de risco na fase de desenvolvimento através da quantificação de técnicas de simplificação para acelerar o processo sem perda significativa de precisão, destacando: tratamento de atributos, combinação gradativa, agregação de atributos e uso de modelos representativos para integrar efeito de diferentes tipos de incerteza com a defmição de estratégia de produção. A metodologia tem o objetivo de dar suporte as decisões com maior confiabilidade, mostrando os pontos críticos do processo e quantificando o impacto de simplificações que podem ser feitas de maneira a tornar o processo padronizado e de fácil utilização. Os resultados de dois casos estudados mostram que os critérios adotados são bons indicativos da viabilidade da metodologia, melhorando o desempenho e confiabilidade da análise de risco / Abstract: Decision ana1ysis applied to the development phase of petroleum field must take into account the risk associated to several types of uncertainties. In the transition of the appraisal to the development phase, the importance ofrisk associated to the recovery factor may increase significantly. The process is complex due to (I) high investments (2) large number ofuncertain variables (3) strong dependence ofthe results with the production strategy definition. This complexity may, in several cases, cause difficulties to establish reliable techniques to assess risk correctly or it demands great computational effort. Therefore, methodologies to quantify the impact of uncertainties are still not well established because simplifications are necessary and the impact of such simplifications is not well known. Therefore, the objective of this work is to define a methodology based on a detailed study of the risk analysis applied to the development phase using simplifications techniques to speed up the process without significant loss of precision, with emphasis to: treatment of attributes, gradual combination, aggregation of attributes, use of representative models to integra te different type of uncertainties and production strategy definition. This study has the objective to make decision process more reliability, showing the critical points of the process and quantifying the simplifications that can be assumed in order to make the process standard and easy to be applied. The results of two selected examples show that the criteria adopted are good indicators of the viability ofthe methodology, improving the performance and reliability ofthe risk analysis processo / Doutorado / Reservatórios e Gestão / Doutor em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientadores: Celso Kazuyuki Morooka, Sergio Nascimento Bordalo / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-25T22:21:03Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Carvalho_PauloCesarGassede_M.pdf: 7671437 bytes, checksum: 5c73626d53d31bb65617b10db9e1c11a (MD5) Previous issue date: 1999 / Resumo: Neste trabalho, buscou-se desenvolver um sistema inteligente de acompanhamento e controle de poços, que permita avaliar periodicamente o desempenho operacional de um campo de petróleo, produzindo com os poços equipados com BCP - Bombeio de Cavidades Progressivas. O trabalho foi desenvolvido em duas etapas principais. Inicialmente, foi realizada uma revisão bibliográfica sobre o BCP, voltada para a identificação dos pontos fundamentais, para proporcionar um melhor funcionamento do sistema. Em seguida, com base na experiência acumulada nos últimos anos com o acompanhamento de campos de petróleo na Bahia, procurou-se propor um sistema de controle para gerenciamento das operações de um campo de petróleo, voltado para o BCP. Este sistema utiliza técnicas de inteligência artificial, como conjuntos nebulosos. Espera-se que os resultados apresentados neste trabalho possam servir de base a gerentes, engenheiros, supervisores e operadores, para obterem um desempenho contínuo e otimizado deste método de elevação, na produção de petróleo / Abstract: The main purpose of this work is to develop an intelligent system to management and control, that allows to periodically evaluate the operational performance of a petroleum field producing with the wells equipped with PCP - Progressing Cavity Pump. The work was developed in two main stages. Initially, it was accomplished a literature search about PCP, in order to identify its fundamental parameters that provide a better operation of the system. Afterwards, based on the experience obtained during the last years with the accompaniment of petroleum fields in Bahia, it is proposed acontrol system for management of the petroleum field operations, centered to PCP. This system uses techniques of artificial intelligence, as fuzzy sets, to obtain better interpolations. It is desired that the results presented in this Master' s thesis can be useful to managers, engineers, supervisors and operators to obtain a continuous and optimized performance of this artificial lift method, at the petroleum production / Mestrado / Mestre em Engenharia de Petróleo

Orientador: Denis Jose Schiozer / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-25T22:19:34Z (GMT). No. of bitstreams: 1 PedrosoJunior_Carlos_M.pdf: 3812702 bytes, checksum: e659e4fb4be798c69cdb344283f4606a (MD5) Previous issue date: 1999 / Mestrado

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

[pt] É princípio fundamental da Análise de Decisão que as previsões subjetivas utilizadas em uma análise devam ser baseadas na síntese de toda evidência disponível. Então, quando parte da evidência do tomador de decisão consiste de diversos modelos de previsão ou opiniões de especialistas, a Teoria da Decisão requer a formulação da combinação destes preditor. Este trabalho considera as metodologias Bayesianas Outperformance e Quase-Bayes, bem como o modelo clássico de Combinação Ótima , aplicação à combinação de previsões de preços médios de petróleo, geradas por especialistas da Petrobrás para diversos mercados internacionais. É apresentada uma descrição teórica das metodologias, seguida de uma análise comparativa entre os desempenhos das previsões individuais e das combinações, e estas entre si. / [en] It is a fundamental principle of the Decision Analysis that the subjective forecasts used in na analysis should be based upon a synthesis of all the available evidence. Thus, when part of the decision-maker s evidence is in the form of a variety of forecasting models, or expert opinions. Decision Theory requires him to formulate a combination of these predictors. This work takes into account the Bayesian methodologies Outperformance and Quasi-Bayes, as well as the classical model of Optimal Combination, all applied to the combination of petroleum medium prices, generated by experts fo Petrobrás, for several international markets. It is presents a theoretical description of the methodologies followed by a comparative analysis between performances of individual forecasts and combinations, and these among themselves.

[pt] O constante crescimento na demanda de combustíveis fósseis e as últimas descobertas de petróleo no Brasil têm tornado a modelagem de escoamentos multifásicos em tubulações e equipamentos na indústria do Petróleo numa tarefa crucial. Dentro as configurações possíveis que o escoamento multifásico pode adotar, o regime das golfadas possui uma enorme relevância devido às suas características intermitentes e seus fortes gradientes de pressão produzidos nas tubulações por onde escoa. Neste trabalho, estuda-se numericamente, com o método de volumes finitos, o regime das golfadas, determinando-se o campo de velocidade e pressão, assim como a forma do nariz da bolha de Taylor e a velocidade de translação de uma unidade básica de golfada tridimensional em uma tubulação horizontal. Considerou-se o escoamento isotérmico, e utilizouse o referencial coincidente com a bolha de Taylor. Para modelar o escoamento turbulento utilizou-se o modelo K−E RNG. A interface foi determinada com o modelo VOF (Volume of Fluid). Os resultados das simulações foram comparados com dados experimentais disponíveis, apresentando uma boa concordância. / [en] Pipeline and equipment multiphase flow modeling in oil industry has become a crucial task due to the constant increasing fossil fuel demand and latest oil discovers in Brazil. Among all possible flow configurations that multiphase flow can take, the slug flow regime plays an important role due to its intermittent characteristics and its strong pressure gradients in pipelines, where this flow regime can be found. In the present work, a numerical study of a slug flow is performed, with the finite volume method. The flow and pressure field are determined, as well as, the Taylor bubble nose shape and the translational velocity of a three dimensional single unit slug in a horizontal pipeline. The flow field was considered isothermal and it was employed a coordinate system coincident with the Taylor bubble. To model the turbulent flow, the RNG K−E model was selected. The interface was determined with the Volume of Fluid models (VOF). The results from the simulations were compared with available experimental data, presenting good agreement.