Orientador: Denis Jose Schiozer / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-21T02:05:33Z (GMT). No. of bitstreams: 1 CadenaTorrico_JoseRamiro_M.pdf: 925185 bytes, checksum: fbfdb9dd063f44375c69ff742610db93 (MD5) Previous issue date: 1995 / Mestrado

Orientadores: Ivan de Araujo Simões Filho e Armando Zaupa Remacre / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-07-22T09:03:18Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Castro_JonasQueirozde_M.pdf: 6999313 bytes, checksum: 801e44abe5b7e8e81b7b73ba5bd4815c (MD5) Previous issue date: 1996 / Resumo: A integração dos atributos sísmicos à descrição dos reservatórios de hidro-carbonetos é fundamental para uma melhor caracterização das heterogeneidades existentes. Neste estudo são avaliadas as relações entre diversos atributos sísmicos e propriedades pe-trofísicas de um reservatório siliciclástico.O reservatório avaliado é formado por arenitos turbidíticos intercalados com ca-madas de folhelhos, margas e calcilutitos, sendo que a presença de níveis intensamente ci-mentados constitui-se na principal heterogeneidade presente. Utilizando modelos cujas velocidades foram obtidas a partir das informações dos poços e análises petrofísicas, foram calculados 10 atributos sísmicos a partir. dos sismogramas sintéticos, que apresentaram boa correlação com as espessuras de rocha não-reservatório e de rocha reservatório dos modelos. A partir de dados sísmicos reais foram calculados 17 atributos sísmicos, 5 dos quais (amplitude absoluta média, envelope das amplitudes, média do envelope das ampli-tude, média do valor absoluto das calhas de amplitude, valor máximo de calha de amplitude) se correlacionaram com a espessura de rocha não-reservatório, e apenas um (half-energy time) com a espessura de rocha reservatório, obtidas nos poços existentes. Através da krigagem com deriva externa foram estimados os valores da espessura de rocha reservatório e de rocha não-reservatório utilizando as relações obtidas com 6 atri-butos sísmicos reais. As incertezas associadas às estimativas foram quantificadas através da simulação estocástica condicional, o que permitiu a geração de mapas de risco. Estes mapas possibilitaram uma melhor compreensão da distribuição espacial das camadas de rocha reservatório e não-reservatório / Abstract: The integration of seismic attributes to the reservoir characterization can sig-nificant1y improve the spatial description of reservoir heterogeneties. This work aims at the investigations of the relationships among seismic attributes and petrophysical properties of a siliciclastic reservoir. The studied reservoir has a turbidict nature, with an alternance of sandstone and non-reservoir facies. The main heterogeneity consists of strongly cemented layers inside the sandstones. Using velocity models based on log data together with petrophysical analysis, ten seismic attributes were computed from synthetic seismograms. These attributes showed good statistical relationships with non-reservoir and reservoir facies thickness. Seventeen seismic attributes were computed from real seismic data, and tive of them (average absolute amplitude; reflection strength, average reflection strength, maximum trough amplitude; average absolute trough) showed a good correlation with the non-reservoir facies thickness, while only one (half-energy time) correlated well with reservoir facies thick-ness. These attributes were used to constrain reservoir properties estimates through kriging with external drift. Stochastic simulation was then applied to quantify the estima-tion uncertainities. The generated risk maps enabled a more accurate understanding of the non-reservoir and reservoir facies spatial distribution / Mestrado / Mestre em Geoengenharia de Reservatorios

Orientadores: Alvaro Marcello Marco Peres, Antonio Claudio de França Correa / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-23T14:45:24Z (GMT). No. of bitstreams: 1 SpinelliJunior_VicenteDias_M.pdf: 13914476 bytes, checksum: 4eb4f01869aa848b960b01b1648b7ca0 (MD5) Previous issue date: 1997 / Resumo: Os métodos existentes para a análise de testes em poços não surgentes pressupõem fluxo monofásico. Este trabalho investiga os efeitos do fluxo bifásico óleo-água na análise de testes deste tipo. O estudo baseia-se em um simulador numérico radial, totalmente implícito, que acopla modelos para o fluxo isotérmico bifásico óleo-água no poço e reservatório. O modelo de poço reproduz a condição de contorno interna de um poço não surgente não considerando os efeitos inerciais e de fricção. Duas situações que resultam em fluxo bifásico óleo-água em um teste são analisadas: (1) perfil de saturação inicial de água uniforme no reservatório e superior à saturação de água crítica, e (2) presença de uma região de maior saturação de água próxima ao poço. O comportamento no tempo e no espaço de importantes variáveis, tais como, saturação de água, mobilidade total, fluxo fracionário, fator de película aparente, é mostrado para os casos simulados. Comparações entre as respostas bifásicas no fluxo e estática e as respectivas soluções analíticas monofásicas são realizadas. Alguns métodos monofásicos de interpretação são aplicados aos casos simulados e as respostas comparadas aos dados de entrada do simulador. As principais conclusões são: (1) os métodos monofásicos podem ser usados para analisar a resposta bifásica de um poço não surgente, desde que a saturação inicial no reservatório seja constante e, (2) quando existe uma pequena a média zona de invasão próxima ao poço, a interpretação do período da estática por métodos monofásicos resulta em uma boa estimativa da mobilidade total da zona não invadida. O valor do fator de película calculado pelo período de estática tem uma parcela aparente, que representa a queda de pressão adicional provocada pela existência de uma zona de mobilidade alterada próxima ao poço no instante do fechamento. A mobilidade total e o fator de película calculados a partir da interpretação do período de fluxo podem não ser representativas das propriedades da zona não invadida / Abstract: Existing methods for the analysis of Slug Tests and DrillStem Tests (DST's) are based on single-phase flow theory. This work considers the effects of the water-oil two-phase flow on the analysis of these kind of tests. This study is based on a fully implicit radial numerical model, which couples the wellbore and reservoir equations for isothermal water-oil two-phase flow. The wellbore model reflects the Slug and DST's inner boundary conditions for cases where inertial and frictional effects are assumed to be negligible. Two situations that result in oil-water flow in a test are considered: (1) initial water saturation profile over the whole reservoir is uniform and above connate water saturation value, and (2) presence of a region of higher water saturation next to the wellbore. The behavior in time and space of important variables such as water saturation, total mobility, fractional flow, apparent skin, is shown for different cases. Simulator results, for both flow and buildup periods, are compared to available single-flow analytical solutions. A few single-flow analysis procedures are applied to synthetic data and compared to the input data values. The main conclusions of this work are: (1) single-phase methods can be used to analyze oil-water slug and buildup data, provided the initial saturation profile is uniform, and (2) when a small to medium invasion zone exists next to the wellbore, single phase analysis methods applied to buildup data give a reliable total mobility estimate of the uninvaded zone. Skin factors calculated from buildup data have an apparent part, which represents an additional pressure drop due to the zone of altered mobility next to the wellbore at the moment of shut-in. Total mobility and skin factor estimates calculated from the flow period may not represent the properties of the uninvaded zone / Mestrado / Mestre em Engenharia de Petróleo

Orientador: Denis J. Schiozer / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-28T12:55:58Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Mezzomo_CristinaCledia_M.pdf: 1491987 bytes, checksum: 81792c9c86ca0be6153b06b02109d913 (MD5) Previous issue date: 2001 / Mestrado

Orientador: Denis José Schiozer / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-23T18:49:30Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Teixeira_GuilhermeNascimentoRodrigues_M.pdf: 5330624 bytes, checksum: 05bfb1e1e9cd9bb8c8c69e3e8ddc0eac (MD5) Previous issue date: 2013 / Resumo: O processamento submarino é considerado uma tecnologia potencial para antecipar a produção de campos localizados em águas profundas e reduzir, em alguns casos, os custos associados às instalações de superfície. Ele pode ser definido como qualquer tratamento dado ao fluido produzido no leito submarino. Dentre as tecnologias disponíveis, a Separação Submarina Gás- Líquido (SSGL) atualmente é a mais avançada para aplicações em águas profundas. A maneira mais recomendada para quantificar as vantagens de longo prazo dessas tecnologias é através da Modelagem Integrada da Produção (MIP), uma abordagem que integra a simulação de reservatórios com o sistema de produção do campo. A motivação do presente trabalho surgiu da necessidade de quantificar o incremento de produção de óleo a ser obtido pelas tecnologias de processamento submarino. O objetivo é utilizar a MIP para comparar a produção de um reservatório através de duas tecnologias de elevação artificial: SSGL e Gas Lift Contínuo (GLC). A comparação entre o SSGL e o GLC foi realizada em dois estudos de casos. No primeiro, utilizou-se um modelo homogêneo para que a comparação se restringisse apenas aos métodos de elevação. No segundo caso, um modelo sintético heterogêneo, construído a partir de dados reais, foi utilizado para comparar os métodos numa situação próxima à real. Os resultados mostraram a capacidade da tecnologia SSGL em antecipar a produção de óleo, através da redução da contrapressão e pelo aumento da queda de pressão no poço, conhecida como drawdown. Além disso, a manutenção da pressão do reservatório se mostrou um elemento chave para a tecnologia SSGL. A combinação das tecnologias (SSGL + GLC) mostrou ser uma boa opção para incrementar a produção de óleo durante um período de revitalização do campo. O SSGL foi capaz de produzir o mesmo volume de óleo que o GLC utilizando um diâmetro de coluna e linha de produção menor. Por fim, a MIP mostrou ser flexível para permitir simular casos com restrições tecnológicas, difíceis de serem consideradas apenas com a simulação de reservatórios / Abstract: Subsea processing is considered a potential technology to increase production in deepwater fields and reduce, in some cases, costs related to surface facilities. It can be defined as any treatment of the produced fluids performed on the seabed. Among the available technologies, Subsea Gas- Liquid Separation (SGLS) is the most advanced for deep water applications. The most recommended way to quantify the long term advantages of this technology is through Integrated Production Modeling (IPM), which integrates reservoir and surface facilities models into a single model. The motivation of the present work is the need to quantify the incremental oil recovery that might be achieved through subsea processing. The objective is to compare the production of a reservoir through two artificial lift methods: SGLS and Continuous Gas Lift (CGL). The comparison between SGLS and CGL was performed in two case studies. In the first one, a homogeneous reservoir model was used, so the comparison was focused on the artificial lift technologies. In the second case, a heterogeneous reservoir model, built with real data, was used to compare both methods in a more realistic reservoir scenario. The results showed the capability of anticipating production by the reduction of the backpressure and the increase of the drawdown through SGLS. Besides, reservoir pressure maintenance appeared as key element for this technology. A combination of the technologies (SGLS + CGL) was found to be a good option to increase oil production during the revitalization phase of the field. SGLS was able to produce the same volume of oil obtained with CGL using a smaller tubing and production diameter. IPM showed a more flexible option to simulate scenarios with technological constraints, capturing effects that are difficult to be caught using only reservoir simulation / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientadores: Celso Kazuyuki Morooka, Jose Ricardo Pelaquim Mendes / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica, Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-08-03T22:12:24Z (GMT). No. of bitstreams: 1 RamirezPerdomo_PaulRichard_M.pdf: 2028768 bytes, checksum: 3a72fac485d4ce5e10f1a30c59d36fe0 (MD5) Previous issue date: 2003 / Resumo: Na etapa de planejamento da perfuração de um poço de petróleo a seleção da profundidade de assentamento da sapata é uma das tarefas mais importantes. As novas descobertas de reservatórios localizados em lâminas d¿águas profundas trazem consigo mais desafios operacionais e tecnológicos. Neste contexto, é importante conhecer as propriedades das formações a serem furadas a fim de fazer a correta seleção da profundidade da sapata. É preciso, por tanto, conhecer as incertezas associadas às ditas propriedades ou variáveis com o intuito de avaliar o risco assumido na seleção da profundidade de assentamento da sapata. Com os resultados obtidos no presente trabalho foi possível avaliar o risco envolvido na seleção da profundidade de assentamento / Abstract: One of the most important steps in the well drilling planning stage is the casing setting depth. More operational and technological challenges come associated with the news discoveries of petroleum reservoirs located in deep water. In this scenario, it is important to know the formation properties in order to make the best casing setting depth. However, it is important to know the uncertainties linked to these properties or variables and quantify them, so the risk can be evaluated in the selection of the casing setting depth. In the present work it was possible to calculate the risk involved in that selection / Mestrado / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Jurandir F. R. Fernandes, Takaaki Ohishi / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Eletrica e de Computação / Made available in DSpace on 2018-07-25T06:04:39Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Silva_AdrianoCavalcantida_M.pdf: 7286698 bytes, checksum: 99de7d7e5d9bc158aa4a076b572a90fb (MD5) Previous issue date: 1999 / Resumo: Este trabalho aborda o problema do transporte de petróleo, extraído de poços e estocado em tanques, de forma a ser entregue em uma planta de pré-processamento. A finalidade desta planta é separar a água e o sal mesclados ao petróleo, para depois enviá-lo para as refinarias que produzem os diversos derivados do petróleo. O objetivo do presente trabalho é o de garantir uma taxa de fluxo constante, para o ponto de entrega na planta de pré-processamento, de maneira a evitar flutuações em sua capacidade, devido as implicações negativas no processo de injeção de produtos, estabilidade física e química nos processos realizados na planta. A metodologia proposta consiste de um procedimento híbrido, no qual a resolução do problema é decomposto em T subproblemas, um para cada intervalo de tempo, sendo que estes subproblemas são resolvidos seqüencialmente a partir do primeiro intervalo de tempo até o último intervalo. A primeira etapa trata somente do problema com variáveis inteiras, e a segunda etapa trata somente das variáveis contínuas. A análise da solução é proposta pela utilização de algoritmos genéticos e programação linear, baseada na modelagem matemática que permite atingir ótimos resultados com um pequeno esforço computacional. A busca no espaço de soluções combinatórias baseia-se no controle do funcionamento das bombas, com o objetivo de controlar a entrega do petróleo a planta de pre-processamento... Observação: O resumo, na íntegra, poderá ser visualizado no texto completo da tese digital / Abstract: This work treats the problem of petroleum transport, extracted from wells and stocked in containers, in order to achieve preprocessing plant. The purpose of this plant is take out the water and salt mixed within the oil, and after send the petroleum treated to refineries which produce derivative products. The goal of present work is to warranty a constant flow rate, at the inlet of the oil treatment plant, in order to avoid fluctuations on the capacity, which have implications on dosing of products, stability of physical and chemical processes that take place within the plant. The methodology proposed consist in a hybrid proceeding, in that the problem resolution is decomposed in T problem steps, one to each interval, and this steps in the problem are resolved sequentially from the first interval through the last interval of time. The first step treats only the problem with integer variables, and the second step of resolution treats only the continue variables. The solution analysis were proposed by means with Genetic Algorithms and Linear Programming, based on applied mathematical modeling, which allows to reach optimal results at a short computational effort. The combinatorial effort is focused on the solutions possibility space to control pumps functioning, with the objective to control the oil delivery from those pumps to the central treatment plant. The selection of each pump contribution is made on the basis of its container own filling regime, which in turn, depends on the wells contribution... Note: The complete abstract is available with the full electronic digital thesis or dissertations / Mestrado / Mestre em Engenharia Elétrica

Orientador: Jose Tomaz Vieira Pereira / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-14T00:41:18Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Candido_SergioFonseca_M.pdf: 5266790 bytes, checksum: f90669ad06c10f3bee62b2f7e63f4535 (MD5) Previous issue date: 1989 / Resumo: Com a descoberta de petróleo no subsolo marinho, em áreas de grandes lâminas d'água, tem-se buscado a melhor alternativa técnico-econômica para a sua produção e escoamento. Este trabalho, voltado inteiramente aos sistemas de produção para águas profundas, apresenta o dimensionamento das linhas de produção, aporita a elevação pneumática como a melhor alternativa para elevação artificial e sugere um método que conta apenas com uma válvula de orifício (operadora), aumentando a confiabilidade do sistema e minimizando os custos com sondas e perdas de produção. Para melhor esclarecer seus objetivos e resultados, o trabalho apresenta ainda o projeto aplicado a um poço-tipo, representativo dos campos de Albacora e Marlim (Bacia de Campos, RJ) / Abstract: Due to oil discoveries in deep waters there is a continuous search for the best conomical technical alternative to produce it. This work was concerned with oil production systems for deep waters and selected gas-lift as the best alternative for artificial lift, suggesting a method with only one orifice gaslift valve with this method the system's reliability increases, minimizing workover rig's costs and production losses. Flowline design is also presented. The proposed method was presented with field data from a Albacora/Marlim well design / Mestrado / Mestre em Engenharia de Petróleo

Orientadores: Fernando de Almeida França, Antonio Carlos Bannwart / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-14T02:29:34Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Camargo_RicardoMarquesdeToledo_M.pdf: 5887136 bytes, checksum: fd9e1dd9cd9994920bad3dda24244aea (MD5) Previous issue date: 1991 / Resumo: Neste trabalho é desenvolvido um modelo para o cálculo do coeficiente médio de transferência de calor para uma mistura bifásica escoando em uma tubulação horizontal. O padrão de escoamento investigado é o intermitente, por ele ser muito comumente encontrado em oleodutos. O modelo para a transferência de calor requer o conhecimento das características hidrodinâmicas do escoamento. Para a determinação de tais características, existem diversas propostas, baseadas na solução de balanços de massa e de quantidade de movimento em cada uma das regiões em que se subdivide uma unidade do escoamento intermitente. Neste trabalho, os principais modelos hidrodinâmicos conhecidos são comparados a fim de permitir a escolha do que apresenta os melhores resultados. Para o cálculo do coeficiente médio de transferência de calor, duas condições de contorno limites são analisadas: temperatura uniforme e fluxo de calor uniforme na parede interna da tubulação. Os resultados calculados através do modelo são comparados aos dados experimentais obtidos neste e em outros trabalhos publicados. Os desvios com relação aos valores experimentais, tanto para o coeficiente médio de transferência de calor, quanto para as características hidrodinâmicas do escoamento, ficaram na faixa de +30%, um resultado satisfatório considerando-se a aleatoriedade típica do padrão de escoamento intermitente / Abstract: In this work is developed a model to predict the average two-phase heat transfer coefficient for a mixture flowing in a horizontal pipe. The flow pattern investigated is the intermittent. This flow pattern is currently encountered in oil pipelines. The heat transfer model requires the knowledge of the hydrodynamic characteristics af the flow. Many models have been suggested to calculate these characteristics. A typical approach is to apply mass and momentum balances for each region of the intermittent unit. These hydrodynamic models are compared with experimental data in order to choose the one which best represents the flow characteristics. Two limiting boundary conditions for the heat transfer calculations are analysed: uniform temperature and uniform heat flux at the inner pipe wall. The results calculated using the proposed model are compared with experimental data obtained in this work, as well as others published in the literature. Results for average heat transfer coefficients and hydradynamic characteristics lie between +30% when compared to the experimental values. This is a satisfactory result considering the randomness of the intermittent flow / Mestrado / Mestre em Engenharia de Petróleo

Orientador : Celso Kazuyuki Morooka / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-14T02:37:32Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Miura_Kazuo_M.pdf: 5501537 bytes, checksum: 6b8c871df98eac2adfbeb9992f04cc68 (MD5) Previous issue date: 1992 / Resumo: A elaboração e atualização de documentos técnicos, tais como procedimentos operacionais,normas de segurança e outros são essenciais para a manutenção da memória institucional de uma empresa. Assim, por exemplo, a análise de boletins diários pode fornecer informações tais como falhas ocorridas, procedimentos operacionais correntes e estimativas de custo, que são conhecimentos fundamentais para esta elaboração e atualização. Mas, em geral, estas informações formam a base de dados em linguagem natural, o que dificulta bastante a sua análise devido ao volume destas informações e pela profusão de estilos literários encontrados nestes textos. Este estudo apresenta um método alternativo para a aquisição destes conhecimentos, a partir da base de dados em linguagem natural, pelo uso de uma ferramenta computacional baseado em redes neurais e aprendizado evolutivo. Os resultados obtidos com a aplicação deste método, em banco de dados em serviço de completação de poços, uma das atividades na indústria de petróleo, também são apresentados neste trabalho. Estes resultados mostram que esta ferramenta pode facilitar enormemente a explicitação da memória institucional, tornando o seu manejo muito mais eficiente e adaptável / Abstract: The institutional memory is one major asset of a company. It has been kept by editing and reviewing the technical documents, such as, procedural manuais and safety guidelines. Editing these technical documents, one should have primary knowledge about current operational procedures and fault modes, that can be got through daily reports analysis. However, in most of the cases, these reports are stored in natural language data bases, whose no automatic knowledge acquisition method is presently known. This study introduces an alternative approach to acquire the primary knowledge from natural language data bases, by using a computational tool based on neural nets. The results obtained with the application oí this approach on well completion service data base, in the petroleum industry activity, are presented. These results support proposition that the tool can easily make explicit the institutional memory and that one can effectively and efficiently handle this knowledge / Mestrado / Mestre em Engenharia de Petróleo