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

Orientador : Celso Kazuyuki Morooka / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-08-03T14:54:19Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Kubota_HelioYoshikazu_M.pdf: 1385892 bytes, checksum: bd29291e81e9defd3b2983bd800963b9 (MD5) Previous issue date: 2003 / Mestrado

Orientador : Celso Kazuyuki Morooka / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-31T20:50:52Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Dezen_FranciscoJosePinheiro_M.pdf: 979920 bytes, checksum: 38e5d5af2216dd5466eaed2b2ea1a685 (MD5) Previous issue date: 2001 / Mestrado

Orientador: Celso Kazuyuki Morooka / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica, Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-08-03T22:12:37Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Franco_KarinaPereiraMotta_M.pdf: 1553663 bytes, checksum: 57775c8a7e9fd94bfa040f81127ca4d3 (MD5) Previous issue date: 2003 / Resumo: Os investimentos iniciais para o desenvolvimento de campos petrolíferos no mar estão cada vez maiores e as alterações nas tomadas de decisões referentes a um novo projeto estão com menor flexibilidade devido às descobertas de campos localizados em lâminas d¿água cada vez mais profundas. O risco relacionado com o desenvolvimento desses campos é causado pela necessidade de se tomar decisões num ambiente de incertezas, já que as informações relacionadas ao novo projeto mínimas. Com a obtenção das informações relacionadas a um novo campo, o seu desenvolvimento é realizado em diferentes etapas, são elas: planejamento, seleção, execução, operação e abandono. O planejamento se inicia logo após a descoberta de petróleo em uma determinada região (considerando que haja um bom volume de óleo existente) onde vários cenários são projetados para que na próxima etapa possa selecionar uma dessas opções, mas estas seleções podem ser alteradas até que finalmente haja uma definição absoluta de qual cenário deverá entrar em execução. Por último o campo deve ser abandonado após seus anos de vida útil em operação. A presente pesquisa engloba a primeira etapa do desenvolvimento de um campo, ou seja, o planejamento. A dificuldade em escolher um bom sistema marítimo de produção de óleo está ligada a aspectos técnicos, econômicos, ambientais e políticos. O sucesso de um projeto de sistema marítimo de produção depende muito da experiência acumulada pelos engenheiros durante o exercício de suas atividades. Este trabalho propõe um ambiente inteligente para otimizar a escolha dentre alternativas em projeto de sistemas marítimos de produção através do uso do conhecimento especialista sobre processos e procedimentos técnicos e ambientais que envolvem a produção de óleo e gás. Para a modelagem do conhecimento especialista e para o desenvolvimento do sistema inteligente utilizou-se a teoria de conjuntos nebulosos e raciocínio aproximado / Abstract: The initial investments for the development of offshore oilfields are always increasing and the alterations in the taking decision making stage for a new Project are less flexible due to the Discovery of fields located in ultra deep waters. The risk related with the development of these fields is caused by the necessity of making decisions in an environment of uncertainties, since the information related to the new projects is minimum. With the attainment of the information related to a new field, its development is carried out through different stages, namely: planning, selection, execution, operation and abandonment. The planning is initiated soon after the discovery of oil in a determined region (considering that it has a good volume of existing oil) where some scenarios are projected so that in the next stage one of these options can be selected, but these selections can be modified until finally there is an absolute definition of which scenarios will have to enter in execution. Finally the field must be abandoned after years on operation. This work englobes the first stage of the development of a field, that is, the planning. The difficulty in choosing a good offshore oil production system is on the aspects technology, conomic, environment and politics. The success of a design of offshore petroleum production system is highly dependent on the accumulated expertise of engineers during their professional activities. The present work proposes an intelligent system to optimize the selection task among alternatives in designing of offshore production systems through the use of the expert knowledge related to technical and environmental process, and operational procedures involving oil and gas production. Fuzzy sets theory and approximated reasoning are used to model the expert knowledge and to develop the intelligent system here presented / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Sergio Nascimento Bordalo / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-08-13T17:08:45Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Silva_ElinaldoSantos_M.pdf: 5134236 bytes, checksum: 2676ce4cb7784fed1bc7b1d622f6cc62 (MD5) Previous issue date: 2006 / Resumo: O escoamento vertical bifásico é de suma importância na produção de petróleo, uma vez que os reservatórios petrolíferos produzem óleo e gás simultaneamente, e estes devem fluir até a superfície submarina através de poços, e destes até a plataforma de produção através de dutos verticais (risers) no mar. Ao longo de seu escoamento, a mistura pode desenvolver vários padrões de fluxo. Os padrões identificados no escoamento vertical são bolhas, golfadas, transição e anular, e essas configurações físicas apresentam características próprias que exigem modelagens distintas, apresentando relações particulares de perda de carga em função da vazão. A caracterização correta do padrão, sob dadas condições operacionais, é fundamental para modelar a dinâmica do escoamento e determinar a relação entre perda de carga e vazão. Na literatura, estudos sobre o estabelecimento dos padrões de fluxo foram realizados com água e ar, e estão restritos ao caso de dutos estáticos, enquanto que os risers de produção estão em constante movimento devido à ação das ondas, das correntezas e da plataforma de produção. Sendo assim, a aplicação destes mapas nas condições de produção em águas profundas são questionáveis. O presente trabalho é importante para a produção de óleo e gás em águas profundas, porque aborda as condições de movimento de dutos verticais longos e esbeltos sob oscilações. Nestes dutos, as forças decorrentes do movimento do mar e da plataforma de produção geram sobre o duto um movimento transversal alternado. Para se estudar esse efeito, um aparato experimental foi construído em escala de laboratório, com um duto flexível de 8,0 m de comprimento e 25,4 mm de diâmetro, provido de um sistema de oscilação e de injeção de água e ar para se estudar os padrões de fluxo vertical ascendente bifásico em dutos em movimento. / Abstract: The two-phase vertical flow is of utmost importance for petroleum production, since petroleum reservoirs produce oil and gas simultaneously, which must flow up to the undersea surface through wells, and from these to the production platform through vertical pipes (risers) in the sea. Throughout the flow, the mixture of oil and gas may develop several flow patterns. The flow patterns identified in the vertical flow are bubbles, slugs, churn and annular, and these physical configurations present specific characteristics that demand distinct modeling and, presenting particular relations of head loss as function of the flow rate. The correct characterization of the flow patterns, under given operational conditions, is fundamental to the modeling of the dynamics of the flow and to determine the relation between head loss and flow rate. In the literature, studies on the establishment of the flow patterns had been carried with water and air, and were restricted to the case of static pipes, while production risers are in constant movement due to the action of waves, sea currents and the displacement of the production platform. Therefore, the application of these static maps for the conditions of production in deep waters is questionable. The present work is important for the production of oil and gas in deep waters, because it takes into account the oscillatory movement of long and slender vertical pipelines. In these pipes, the forces resulting from of the movements of the sea and the production platform generate an alternated transversal movement on the pipeline. An experimental apparatus built in the laboratory scale to study this effect, with a flexible duct of 8,0 m of length and 25,4 mm of diameter, attached to a system of oscillation and connected to an injection nozzle of water and air to study the patterns of two-phase vertical upward flow in moving pipes. / Mestrado / Explotação / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Celso Kazuyuki Morooka / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-26T04:25:15Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Goncalves_MaiaraMoreira_M.pdf: 2713085 bytes, checksum: 084d81696889df2f638780ba891370e3 (MD5) Previous issue date: 2014 / Resumo: O desenvolvimento de um sistema marítimo de produção de petróleo corresponde a um conjunto de equipamentos para viabilizar a extração de petróleo e gás, a partir de um reservatório de petróleo. Para uma melhor compreensão do processo, a definição deste sistema de produção pode ser dividida em fases. Fase I corresponde à seleção do número de poços e tipo do poço. Então, seguindo trabalhos anteriores (FRANCO, 2003), na Fase II, o arranjo de poços e a Unidade Estacionária de Produção (UEP) são selecionados. E, na Fase III, a alternativa para o armazenamento e escoamento de óleo e gás produzidos é escolhida. O presente trabalho tem como objetivo identificar os impactos ambientais associados com cada componente de um sistema marítimo de produção de óleo e gás, e quantificar cada um deles por meio de índices. É esperado que esta ferramenta irá apoiar os tomadores de decisão ao selecionarem o sistema que melhor se ajuste a um determinado campo marítimo de petróleo. A crescente necessidade de petróleo na matriz energética do Brasil, concomitante com a preocupação da sociedade em manter o meio ambiente limpo, torna a inclusão de um índice relacionado com o meio ambiente uma importante contribuição para melhorar o processo de seleção e decisão sobre o sistema marítimo de produção e sua inclusão, além dos índices técnicos e tecnológicos geralmente usados em tal processo. Particularmente, será fundamental para a produção de petróleo em condições adversas do cenário pré-sal, que está localizado em lâminas d¿água cada vez mais profundas. A metodologia proposta segue um procedimento semelhante à avaliação dos impactos ambientais através da utilização do Índice de Sensibilidade Ambiental (ISA) e do uso de matriz de impacto (NOAA, 1997; PATIN, 1999; MARIANO; LA ROVERE, 2006). Para a estimativa dos impactos ambientais, foi definido o ISA da área a ser desenvolvida, e foi construída uma matriz de impacto com base nas atividades envolvidas na instalação de plataforma, fase operacional e descomissionamento de uma UEP e os elementos do meio ambiente. Portanto, essa abordagem sistemática e estruturada permitiu incorporar ao processo de seleção do sistema marítimo de produção para um campo de óleo e gás, a seleção da melhor alternativa, que combina as melhores características técnicas e tecnológicas com os melhores aspectos do ambiente / Abstract: The development of an offshore petroleum production system corresponds to define a set of equipment to make possible oil and gas extraction from an underwater petroleum reservoir. To better comprehension of the process, definition of this production system can be divided into phases. Phase I corresponds to the selection of number of wells and type of the well. Then, following the previous work (FRANCO, 2003), in the Phase II, the layout arrangement of wells and the set of the stationary Floating Production Unit (FPU) are selected. And, in the Phase III, storage and offloading alternatives for the produced oil and gas are selected. The present paper aims to identify environmental impacts associated with the each component of an offshore system for oil and gas production, and quantify each of them through indexes. It is expected to support the decision makers to select the best fitted system for a given offshore petroleum field. The increasing needs of petroleum to fulfill the energy matrix demanded in Brazil, the growing concern of the society for keeping the environment clean and the inclusion of an index related to the environment besides the technical and technological indexes usually taken makes it an important contribution to improve the process for selection and decision about the offshore production system. Particularly, it will be fundamental in the adverse condition of the Pre-salt scenario of petroleum production, in ultra-deep water depth and oil and gas with more aggressive contaminants to the system. The proposed methodology follows a similar procedure for the assessment of environmental impacts through the use of environmental sensitivity index (ESI) and the use of impact matrix (NOAA, 1997; PATIN, 1999; MARIANO; LA ROVERE, 2006). For the estimation of environmental impacts, it was defined the ESI of the area to be developed, and it was constructed an impact matrix based on the activities involved in the installation of platform, operational phase and decommissioning of a FPU and the elements from environment. Therefore, this systematic and structured approach allowed incorporating to the process of selection of the offshore production system for an oil and gas field the selection of alternative which combines the best technical and technological characteristics with better aspects from the environment / Mestrado / Explotação / Mestra em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Denis Jose Schiozer / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica e Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-08-04T17:38:31Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Magalhaes_TassoCordeiroBenevidesde_M.pdf: 3378169 bytes, checksum: 1fce57c554e09b19fe2b8796625d7f8b (MD5) Previous issue date: 2005 / Resumo: Estratégias de produção para campos petrolíferos são escolhidas com o objetivo de obter o melhor desempenho possível dos reservatórios, considerando restrições físicas, operacionais e econômicas. Em vários trabalhos publicados sobre otimização das estratégias de produção considera-se apenas o reservatório, simplificando o processo de definição por não considerar as restrições operacionais das facilidades de produção. Entretanto, as restrições da unidade de processamento e dos equipamentos necessários para o escoamento do petróleo, não só influenciam a produtividade do reservatório e o retorno financeiro do empreendimento, como também podem causar impacto significativo na definição da estratégia de drenagem, influenciando a quantidade e localização de poços produtores e injetores e no gerenciamento das condições de operação. No presente trabalho, duas restrições operacionais são analisadas: a limitação da capacidade de tratamento de líquidos da unidade de produção e a quantidade gás no sistema de elevação, gas-lift. Foram otimizadas estratégias de produção com e sem tais restrições para alguns casos e várias diferenças puderam ser observadas nos valores de indicadores técnicos e financeiros, como valor presente líquido, produção e injeção de fluidos e a quantidade e posicionamento de poços produtores e injetores. Foi possível demonstrar a influência das restrições operacionais e que se as mesmas não forem incluídas no processo de otimização antes da definição da quantidade e posição dos poços, o desempenho do campo pode ser prejudicado / Abstract: Production strategies for petroleum fields are chosen with the objective of achieving the best possible performance of the reservoir, considering physical, operational and economical constraints. In many published papers regarding production strategy optimization, only the reservoir is considered, simplifying the analysis process by not considering the operational constraints of production facilities. However, the restrictions of a production unit and the necessary equipments to guarantee the flow of petroleum not only have influence on the reservoir production and on the enterprise profits, but can also cause significant impact on the definition of the drainage strategy, influencing the number and location of producer and injector wells and the operational conditions management. In this work, two operational constraints are analyzed: the limitation of the capacity for liquid treatment and the amount of available gas for gas-lift operation. Production strategies were optimized with and without these restrictions for some case-studies and many differences were noted in the value of technical and financial indicators, such as the net present value, the production and injection of fluids and the number and location of producer and injector wells. It was possible to demonstrate the influence of operational constraints and how their exclusion from the optimization process, before definition of the number and location of wells, can lead to a wrong assessment of the field performance / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo