Thesis (Ph. D.)--University of Texas at Austin, 1998. / Vita. Includes bibliographical references (leaves 267-277). Available also in a digital version from Dissertation Abstracts.

Prêmio Petrobrás de Tecnologia, CNPq / O reinício do escoamento do fluido de perfuração é um grande problema em águas profundas e em poços de grande extensão como os do pré-sal. Dependendo da geometria do poço e de propriedades do fluido, picos de pressão significativos podem ocorrer comprometendo a estrutura do poço. O presente trabalho apresenta um modelo matemático para o escoamento compressível e transitório com o objetivo de prever a transmissão de pressão ao longo do poço e os picos de pressão durante o reinício do escoamento. O modelo baseia-se nas equações de conservação da massa e da quantidade de movimento que são resolvidas pelo método das características. Fluidos de perfuração são tratados como fluidos não newtonianos de Bingham e os efeitos viscosos são considerados através do conceito de fator de atrito. Os resultados do modelo são corroborados com alguns valores experimentais para o escoamento de um fluido newtoniano (água) e dois fluidos de perfuração. Estudos de casos são realizados com o propósito de verificar quais os efeitos das propriedades do fluido e da geometria na intensidade dos picos de pressão. A intensidade dos picos de pressão está relacionada ao fenômeno de superposição de ondas de pressão que se refletem nas extremidades da geometria. Aumentando o comprimento do poço, a viscosidade, a tensão limite de escoamento e a compressibilidade do fluido, ou diminuindo a massa específica e a área de uma das geometrias, proporciona-se uma dissipação mais rápida da onda de pressão. Quanto menor é a dissipação da onda de pressão por atrito viscoso, maior é a intensidade dos picos de pressão no fundo do poço. Para o caso com vazão constante na entrada como condição de contorno, a intensidade dos picos decresce com o aumento da razão de áreas, enquanto que para o caso com pressão constante, pode apresentar um valor mínimo. / The fluid flow start-up is a significant problem in deepwater and in long wells such as those of the Brazilian subsalt layers. Depending on the well geometry and fluid properties, significant pressure peaks may take place affecting the wellbore structure. This work presents a mathematical model to simulate the transient and compressible flow start-up of drilling fluids so as to predict the pressure transmission along the well and the pressure peak during the flow start-up. The model is based on the conservation equations of mass and momentum which are solved by the method of characteristics. Drilling fluids are treated as non-newtonian Bingham fluids and viscous effects are considered by using the friction factor approach. The model results are corroborated with some experimental values for a Newtonian (water) and two drilling fluids. Case studies are conducted to verifying how the magnitudes of the pressures peaks are affected by the fluid properties and the well geometry. The magnitude of the pressure peak is related to the phenomenon of superposition of pressure waves that are reflected in the ends of the drillpipe-well geometry. Either increasing the well length, viscosity, yield stress and fluid compressibility, or decreasing the fluid density and the cross-sectional area, the pressure wave is faster dissipated. The lower the pressure wave dissipation by viscous friction larger is the magnitude of the pressure peak in the borehole. For constant inlet flow rates as boundary condition, the magnitude of the peaks decreases as the ratio of the pipe and well cross-sectional areas increases, whereas for constant inlet pressure cases, this peak reaches a minimum value.

abstract: Hydraulic fracturing is an effective technique used in well stimulation to increase petroleum well production. A combination of multi-stage hydraulic fracturing and horizontal drilling has led to the recent boom in shale gas production which has changed the energy landscape of North America. During the fracking process, highly pressurized mixture of water and proppants (sand and chemicals) is injected into to a crack, which fractures the surrounding rock structure and proppants help in keeping the fracture open. Over a longer period, however, these fractures tend to close due to the difference between the compressive stress exerted by the reservoir on the fracture and the fluid pressure inside the fracture. During production, fluid pressure inside the fracture is reduced further which can accelerate the closure of a fracture. In this thesis, we study the stress distribution around a hydraulic fracture caused by fluid production. It is shown that fluid flow can induce a very high hoop stress near the fracture tip. As the pressure gradient increases stress concentration increases. If a fracture is very thin, the flow induced stress along the fracture decreases, but the stress concentration at the fracture tip increases and become unbounded for an infinitely thin fracture. The result from the present study can be used for studying the fracture closure problem, and ultimately this in turn can lead to the development of better proppants so that prolific well production can be sustained for a long period of time. / Dissertation/Thesis / Masters Thesis Mechanical Engineering 2014

Orientador: Denis José Schiozer / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-16T18:22:07Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Machado_AndreFrancisco_M.pdf: 5201739 bytes, checksum: 085087757151932cbfb475a71ef60dab (MD5) Previous issue date: 2010 / Resumo: A técnica de ajuste de histórico consiste em modificar o modelo de simulação de modo que este reproduza o histórico de produções e pressões observadas. No entanto, a aplicação dessa técnica nos primeiros anos de produção de um campo fica bastante limitada, principalmente, devido à reduzida quantidade de informações disponíveis. Atualmente, a ferramenta que tem ajudado a minimizar o problema da escassez de informações é a sísmica 4D. Alguns trabalhos recentes têm contribuído para o desenvolvimento de metodologias que integrem informações sísmicas ao processo de ajuste de maneira quantitativa, resultando em modelos ajustados mais confiáveis. O objetivo principal deste trabalho foi continuar com os estudos realizados por Risso (2007) e Ida (2009) no sentido de avaliar a utilização dos mapas provenientes da sísmica 4D no processo de ajuste de histórico de produção. O foco desta pesquisa consiste na aplicação dos mapas de saturação e pressão de forma simultânea no processo de ajuste durante a fase de parametrização do problema para melhor diagnosticar e determinar as heterogeneidades do reservatório. Foi também avaliada a influência da informação do mapa de pressão na fase de otimização como um parâmetro de ajuste no sentido de melhorar a precisão da função-objetivo. Foram estudados dois modelos durante a pesquisa, um para a validação da metodologia e outro para a aplicação da mesma. A validação da metodologia proposta foi realizada num modelo bidimensional five-spot com duas barreiras geológicas e um canal de alta permeabilidade e a aplicação foi realizada num modelo modificado do Campo de Namorado. Nos dois casos, foram constatados ganhos de qualidade no ajuste de histórico proporcionado pela incorporação quantitativa dos mapas de saturação e de pressão / Abstract: The history matching technique consists in modify the simulation model so that it reproduces the historical production and pressure observed. However, applying this technique in the early years of production of a field is rather limited, mainly due limited amount of information available. Currently, the tool that has helped minimize the problem of scarcity of information is seismic 4D. Some works, such as Risso (2007) and Ida (2009), have contributed to the development of methodologies that integrate seismic data to the history matching process in a quantitative way, promoting adjusted models more reliable. The focus of this research was application of pressure map in the history matching process during the parameterization of the problem in order to supplement the information of saturation map to better determine the heterogeneity of the reservoir. In the background was evaluated the influence of pressure map information during optimization as a parameter in order to improve the accuracy of the objective function. The validation of methodology proposed was done in a simple synthetic model and the application was done in the Namorado Field, modified with one geological fault and one channel with high permeability / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Paulo Roberto Ribeiro / Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia de Campinas e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-16T17:51:26Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Kim_NiloRicardo_D.pdf: 2190309 bytes, checksum: 800a179162b994dcdbb3d67d40a0605a (MD5) Previous issue date: 2010 / Resumo: Durante uma perfuração convencional, a pressão dentro do poço deve ser sempre maior do que a pressão de poros do reservatório, sob pena da possibilidade de haver um kick, que é a invasão indesejada de fluidos da formação para o poço. Procedimentos inadequados durante a circulação do influxo para fora do poço podem levar a um blowout, ou seja, uma erupção descontrolada dos fluidos da formação. Condições especiais encontradas em águas profundas e ultraprofundas, cenários onde as grandes reservas brasileiras de óleo e gás estão localizadas, demandam o uso de fluidos de perfuração de base sintética devido a características técnicas como baixa toxicidade, alta lubricidade e pouca interação com a formação. Por outro lado, o gás do reservatório se dissolve no fluido de perfuração, tornando as operações de controle de poço muito mais complexas. O objetivo do presente trabalho foi entender o comportamento PVT de misturas de metano, principal componente do gás natural, com emulsões de éster, um composto orgânico utilizado como base sintética para fluidos de perfuração, através da determinação experimental de propriedades como o ponto de bolha, a solubilidade, a massa específica e o fator de formação de volume, nas regiões saturada e subsaturada. Os experimentos foram conduzidos em um aparato de última geração, cuja principal característica é a visualização do fluido de teste, sob condições de alta temperatura, até 130 °C e alta pressão, até 103 MPa, encontradas no fundo do poço. Um procedimento original de enriquecimento de gás permitiu cobrir os intervalos de temperatura, pressão e concentração de metano com um único teste de longa duração, a partir de certa quantidade de líquido. Os resultados experimentais nas regiões de bolha e orvalho no envelope de fases foram modelados com a equação de estado de Peng-Robinson e uma discussão sobre o comportamento termodinâmico do sistema foi realizada. O presente trabalho estende os limites dos bancos de dados de propriedades termodinâmicas de sistemas metano-éster, além de proporcionar respostas para alguns problemas de controle de poço, encontrados quando a perfuração utilizar emulsões base éster. / Abstract: During conventional drilling operations, it is necessary to maintain the wellbore pressure greater than the reservoir pore pressure, otherwise a kick may occur. If the well control procedure is not effective during the circulation of the formation influx out of the well, a blowout could happen, which is a dangerous event concerning safety and environmental issues. Special conditions in deep and ultra deep water, scenarios where large Brazilian oil and gas reserves are located, demand for synthetic based drilling fluids because of technical characteristics such as toxicity, lubricity and shale inhibition. On the other hand, the formation gas will dissolve in the drilling fluid, making the well control operations much more complex. Methane is the major component of natural gas, while ester is an organic compound, used as the base of synthetic drilling fluids. The knowledge of the thermodynamic behavior of such gas-liquid mixtures under wellbore pressure and temperature conditions is very important for drilling operations and scientific purposes. The main objective of the present work is to understand the PVT behavior of methane and ester based drilling emulsions by experimental determination of bubble point, solubility, density and formation volume factor of the saturated and sub-saturated fluid mixture. PVT experiments were conducted on a last generation apparatus, whose main feature is the visualization of the sample fluid, under high pressure and high temperature testing conditions. Experimental tests were run up to 130 °C and up to pressures of 103 MPa. An original gas enrichment procedure was devised to cover temperature, pressure and methane concentration range with a long term, single liquid amount test. Experimental results in the bubble and dew region of the phase envelope were modeled with Peng-Robinson equation and a comprehensive discussion about the thermodynamic behavior of the system was pursued. The present work will enlarge the limited thermodynamic properties database about methane - ester system that is available in the literature and furnish scientific answers to the well control problems encountered when drilling with ester based emulsions. / Doutorado / Explotação / Doutor 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 2018-08-16T19:35:21Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Stefane_Wania_M.pdf: 1299302 bytes, checksum: 5e10da42a4a2b40651a938ac99f33efb (MD5) Previous issue date: 2010 / Resumo: O presente trabalho propõe um procedimento para calcular a probabilidade de falha por fadiga em um SCR (Steel Catenary Riser), identificando os principais parâmetros e avaliando a influência destes na probabilidade desse tipo de falha. São consideradas nesse procedimento as condições oceanográficas, tais como esforços de ondas, correntezas e movimentos da plataforma, e as incertezas presentes no dano acumulado total à fadiga ¿ dado pela regra de Miner-Palmgren. A metodologia adotada é probabilística e se baseia no Método de Confiabilidade de Primeira Ordem (FORM). Uma função de falha para o SCR é definida considerando-se a resistência e os carregamentos aplicados no riser, a aleatoriedade das condições oceanográficas e as características mecânicas do SCR. Neste trabalho, o procedimento proposto foi implementado em um programa comercial e aplicado para um caso reportado na literatura e para outro caso, considerando dados obtidos via Petrobras, de um campo marítimo brasileiro em operação. Os resultados de probabilidade de falha por fadiga, bem como de vida útil, são discutidos e avaliados para diferentes localizações ao longo do comprimento do SCR. Estes resultados mostraram-se bons quando comparados com os resultados encontrados na literatura. Através destes resultados verificou-se a sensibilidade da probabilidade de falha por fadiga para os principais parâmetros, sendo o parâmetro m da curva S-N o mais influente. / Abstract: The current work presents a procedure to evaluate the probability of fatigue failure for an offshore Steel Catenary Riser (SCR), through identification and assessment of the influence of the main parameters involved in the probability of failure due to fatigue mechanism. Ocean conditions such as waves, currents and platform motions, as well as uncertainties due to total cumulative damage given by Miner-Palmgren¿s rule, are considered in this procedure. A probabilistic methodology is adopted, which is based on the First Order Reliability Method (FORM). A failure function for the SCR is defined considering the structural strength and the loads acting on the riser, as well as the random nature of ocean conditions and mechanical properties of the SCR. The suggested procedure was implemented and applied for two practical cases. The first case uses data from literature and the second one considers data from a typical Brazilian offshore operation field by Petrobras. In the calculations, results for the probability of failure are, as well as the riser service life, discussed and assessed at different locations along the SCR length. Good results were obtained from the analysis as they are comparable and very close to the results observed in literature. From those results, the sensitivity of the probability of failure due to fatigue for a SCR could be verified. It could also be observed that the m parameter from SN curve has shown to be the most effective parameter. / Mestrado / Explotação / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Denis José Schiozer / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-17T11:37:31Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Bovolenta_HumbertoDiniz_M.pdf: 3708910 bytes, checksum: d3deedef33ee30e183014a39c00fc8d5 (MD5) Previous issue date: 2010 / Resumo: No início do desenvolvimento do campo, muitas dúvidas sobre o modelo estrutural do reservatório ainda persistem, sendo necessária a mitigação desta e do risco antes da proposição do plano final de desenvolvimento do campo. A mitigação das incertezas e riscos pode ser feita de duas maneiras: através de informações adicionais e flexibilidade operacional, porém ambas possuem limitações. As informações possuem valor dentro de um projeto até o ponto onde as vantagens obtidas pelas informações ao projeto não compensam o seu custo de aquisição. A flexibilidade pode ser impraticável pela impossibilidade de alterações práticas nas estratégias ou nas facilidades, quando essas já estão em operação. O valor da informação (VDI) e flexibilização (VDF) são recursos capazes de quantificar a relevância das informações e flexibilizações para reduzir o risco do projeto, como demonstrado pela metodologia proposta por Xavier (2004). No entanto, essa metodologia considera estratégias fixas de produção e um elevado número de poços secos nos casos sem informação, que impactam sensivelmente o valor da informação, superestimando-o. Desta forma, o objetivo deste trabalho é aprimorar a metodologia de quantificação do VDI, com a implementação de um processo automatizado assistido de seleção e otimização de estratégia, incorporando flexibilidade operacional ao projeto, através da redução do número de poços secos e dimensionamento mais preciso de estratégias de produção e facilidades. A metodologia é aplicada em dois casos: o primeiro caso onde o único atributo incerto é o modelo estrutural, voltado para validar a metodologia automatizada de otimização e seleção da estratégia de produção; o segundo exemplo possui quatro atributos incertos e a metodologia foi aplicada de forma completa. Os resultados indicam que na fase inicial do desenvolvimento, o dimensionamento mais apurado das estratégias e facilidades de produção possui impacto direto no valor monetário esperado do projeto, que se reflete no VDI e na análise de risco, o que aumenta a precisão e valor destas ferramentas em projetos com alto grau de incertezas associadas / Abstract: At the beginning of field development, many questions regarding the reservoir structural model still remain and it is necessary to mitigate this uncertainty and associated risk before the final field development plan proposition. Mitigation of risks and uncertainties can be done in two ways: through additional information acquisition and operational flexibility, but both have limitations. Information has value within a project up to the point where the benefits obtained do not outweigh its acquisition cost. Flexibility may be not viable due to the impossibility of practical changes in the production strategies or in the facilities when these are already in operation. The value of information (VOl) and value of flexibility (VOF) are resources capable of quantifying the relevance of information and flexibilities in reducing project risk, as demonstrated by the methodology proposed by Xavier (2004). However, this methodology considers fixed production strategies and a high number of dry wells, which significantly impact the value of information, overestimating it. Thus, the objective of this project is to improve this methodology through the implementation of an assisted automated process for strategy selection and optimization, incorporating operational flexibility to the project by reducing the number of dry wells and through a more accurate dimensioning of the production strategies and facilities. The methodology is applied to two cases: the first, where the only uncertain attribute is the structural model, aimed the validation of the automated methodology; the second case has four uncertain attributes and the methodology was applied in a more complete way. The results indicate that, in the initial phase of development, the more accurate design of the production strategies and facilities has a direct impact on the expected monetary value of the project, which is reflected in the VOl and in the risk analysis, increasing the accuracy and the value of these tools in projects with a high degree of associated uncertainty / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Antonio Carlos Bannwart / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica e Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-08-12T11:22:37Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Santos_GuilhermeRosariodos_M.pdf: 4731485 bytes, checksum: 22f7c73b5cfe98d8ceda0b200e009a5f (MD5) Previous issue date: 2006 / Resumo: Um dos problemas cruciais no atual cenário da indústria nacional de petróleo é a medição das vazões de óleo, gás e água produzidos por cada poço. Este problema se agrava no contexto da produção de óleos pesados sob condições offshore em águas profundas, dadas as condições adversas desse ambiente, alta viscosidade do óleo, formação de emulsões com água, dificuldade natural para sua elevação e escoamento, entre outras. Excetuando os casos em que um poço é testado, quando então sua produção pode ser determinada na superfície, não se dispõe atualmente de sistemas e métodos de medição simples, confiáveis e não-intrusivos para as vazões de cada poço. O presente trabalho investiga a utilização de técnicas de ultra-som para fins de monitoramento do filme de água em escoamentos gás-líquido e líquido-líquido. O objetivo deste trabalho é desenvolver uma ferramenta de medição de espessura instantânea do filme líquido em escoamentos gás-líquido e líquido-líquido utilizando técnicas de ultra-som. A medição do tempo de trânsito do sinal acústico ultra-sônico através de uma camada de material - líquido, gás ou sólido - permite a obtenção da espessura local e instantânea dessa camada, a partir do conhecimento da velocidade de propagação do som nesse meio, através de calibração prévia. Assim, por meio de diversos experimentos com diferentes pares de fluidos e padrões de escoamento, pretende-se definir as melhores condições para utilização do ultra-som para esse fim. Os tempos de trânsito podem ser detectados através dos picos de amplitude gerados quando os pulsos refletidos atingem o receptor. A utilização do ultra-som é uma técnica não intrusiva e não-invasiva, isto é, não causa perturbações ao escoamento, possibilitando ainda medições in situ em tempo real de grandezas de escoamentos múltifásicos presentes inclusive na indústria do petróleo. Este estudo mostrou ser possível a aplicação da técnica de ultra-som paia escoamentos gás-líquido, uma vez que a diferença de impedância acústica permite que grande ,parte do pulso incidente seja refletida na interface entre os dois meios líquidos. Em escoamentos líquido-líquido, o monitoramento da espessura de filme é mais difícil, sendo necessário o uso de recursos computacionais mais robustos. A pequena diferença de impedância acústica entre os líquidos, muitas vezes, dificulta a captação do pulso correspondente à interface entre os meios líquidos. Um outro fator agravante é a presença de emulsões em escoamentos líquido-líquido ou óleos com viscosidades maiores. Nessas situações, a atenuação do pulso refletido na interface entre os dois meios líquidos é ainda maior. / Abstract: One of the most important problems in the current scenario of petroleum industry is the flow rate measurements of oil, gas and water produced by each well. This problem becomes more complicated in the context of heavy oils production under offshore conditions in deepwater, due to the adverse environment, high oil viscosity, formation of emulsion with water, difficulties for its lift and flow, etc. Excepting the cases in which a well is being tested, when its flow rate can be determined at the surface, it does not exist any simple, reliable and non-intrusive system or measurement method for flow rate of an individual well. The present work looks over an application of ultrasonic techniques for monitoring of water film in gas-liquid and liquid-liquid flows. The specific purpose of this work is to develop a toei for instantaneous thickness measurement of liquid film in gas-liquid and liquid-liquid flows by ultrasonic techniques. The transit time measurement of an acoustic signal through a material layer (solid, liquid or gas) allows its local and instantaneous evaluation, knowing the ultrasound propagation speed for each medium from previous calibration. ln this way, through several experiments with different fluid pairs and flows pattems, it intends to establish the better conditions for application of the ultrasound technique. The transit times can be detected through the amplitude peaks generated when the reflected pulses reach the receiver. The ultrasound application is a non-invasive and non-intrusive technique, that is, it does not cause any disturbance in the flow, allowing in situ measurements in real time of many parameters of multiphase flows inc1uding the petroleum industry. This study showed the possibility of applying a pulse-echo technique t6 the gas-liquid flows, because the acoustic impedance difference allows the majority of incidem,t ultrasound be reflected in the gas-liquid interface. The monitoring of liquid films thickness is more difficult in liquid-liquid flows, being necessary the use oi rugged computational resources. The low difference of acoustic impedance between liquids can make more difficult the reception of a pulse which corresponds to the liquid-liquid interface. Another difficulty occurs when emulsions are formed or the oil is highly viscous. ln these situations, the attenuation of reflected ultrasound from the liquid-liquid interface is still larger. / Mestrado / Explotação / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Rosângela Barros Zanoni Lopes Moreno / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica / Made available in DSpace on 2018-08-25T19:13:12Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Cerna_CinthiaKellyQuispe_M.pdf: 4891576 bytes, checksum: 1e055010e701f9aed8364c71a0e68a06 (MD5) Previous issue date: 2014 / Resumo: O comportamento de um reservatório de gás e condensado durante a depleção é altamente complexo. Quando a pressão do reservatório cai abaixo da pressão de orvalho, forma-se um banco de condensado ao redor do poço, que afeta a produtividade do poço e a composição do fluido produzido. Dados experimentais e de campo evidenciam a existência de três regiões no sentido radial, desde a zona imediata ao poço até a zona mais afastada, com variação na saturação de condensado. A primeira região é aquela mais afastada do poço, onde a pressão de reservatório é maior que a pressão de orvalho, e não se tem presença de condensado. A segunda região caracteriza-se pela formação de duas fases no reservatório, embora o condensado ainda não seja móvel nesta região. Na terceira região, a saturação de condensado alcança uma saturação crítica e observa-se o início do escoamento de duas fases. O objetivo deste trabalho é caracterizar as regiões de escoamento no reservatório onde existe formação do banco de condensado e avaliar seu impacto na produtividade do poço. Adicionalmente, busca-se comparar as diferentes técnicas de avaliação deste tipo de reservatório. A análise foi baseada em dados obtidos durante a vida produtiva do poço com uso de ferramentas analíticas e numéricas. As análises dos testes transientes de pressão, em termos de pseudopressão monofásica e bifásica, foram desenvolvidas a partir de dados do período build up de dois testes de pressão utilizando o conhecimento de curvas de permeabilidade relativa. Em seguida, foi construído um modelo numérico de simulação composicional ajustado com os dados existentes dos fluidos e do reservatório, com a finalidade de modelar o comportamento do reservatório de gás condensado. A análise integrada permitiu validar os resultados e prever o comportamento do reservatório no futuro. Como resultados da avaliação foram identificadas as três regiões de escoamento, possibilitando comparar os resultados para permeabilidade, efeito de película e distribuição radial de saturação de condensado utilizando os diferentes métodos de análise. A contribuição deste trabalho reside na integração de análise de testes de poço e simulação numérica neste tipo de reservatório. Além disso, pode-se contribuir para uma melhor gestão do reservatório e procura de soluções para reduzir o efeito de condensação retrógrada / Abstract: The behavior of a gas condensate reservoir during depletion is highly complex. A bank of condensate is formed around the wellbore when the reservoir pressure drops below the dew-point pressure. As a result, the well productivity and the composition of the produced fluid are compromised. Experimental and field data have evidenced the existence of three regions in the radial direction from the zone immediately around to the wellbore to the farthest area, with variations in fluid saturations. In the first region, farthermost from the well, the reservoir pressure is higher than dew point pressure and there is no condensate drop-out. The second region is characterized by the formation of two phases in the reservoir, however the condensate is not mobile. In the third region, the condensate saturation reaches a critical saturation and is observed the beginning of the two-phase flow. This study aims to characterize the condensate bank of the reservoir where gas condensation occurs and to evaluate the condensate bank impact in the well productivity. Additionally, it seeks to compare the different techniques of evaluation of this reservoir type. The analysis was based on pressure data obtained during its productive life, through analytical and numerical tools. The analysis of pressure transient tests, in terms of single phase and two phase pseudo-pressure, were performed on build-up data using the knowledge of relative permeability curves. Further, a numerical compositional model was built and adjusted with the data of the reservoir and its fluids, with the purpose of modeling the behavior of a gas condensate reservoir. The integrated evaluation allowed us to validate the results and predict the behavior of the reservoir in the future. Based on the analysis, three flow regions were identified and it was possible to evaluate the difference on the results for effective permeability, formation damage and radial distribution of condensate saturation using different methods. The contribution of this work lies in integrating well test analysis and numerical simulation to evaluate this type of reservoir. Moreover, results can also contribute for a better reservoir management and as a base for finding solutions to reduce the effect of retrograde condensation / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestra 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 2018-08-26T04:26:34Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Ferreira_CarlaJanaina_D.pdf: 10505037 bytes, checksum: df3394746ff67486b69af759c8682915 (MD5) Previous issue date: 2014 / Resumo: A produção de hidrocarbonetos é um negócio que envolve muitos riscos. As incertezas inerentes à produção estão relacionadas às incertezas no estado físico do reservatório e variáveis externas. A incerteza do reservatório pode ser reduzida conforme dados de produção e dinâmicos são adquiridos. A sísmica 4D (S4D) tem sido utilizada na indústria de petróleo, pois a integração de informação geofísica e de engenharia aumenta a capacidade preditiva da simulação de reservatórios. Entretanto, há questões técnicas que devem ser avaliadas antes de se iniciar um projeto de S4D. Vários estudos geofísicos usam o conceito de chance de sucesso para identificar os casos favoráveis onde são avaliados o levantamento sísmico e a magnitude das mudanças sísmicas. Porém, do ponto de vista de engenharia é importante avaliar o impacto da nova informação na operação do campo e o consequente benefício financeiro. A estimativa da chance de sucesso de um projeto de S4D é um desafio. Portanto, este trabalho apresenta uma metodologia que estima a chance de sucesso sob a perspectiva da engenharia de reservatórios. A metodologia foi desenvolvida em três fases. A primeira fase mostra que o erro de saturação de água pode ser utilizado para medir a melhora no entendimento da movimentação de fluidos no reservatório devido à aquisição da S4D. Além disso, mostra que o momento em que a sísmica 4D é adquirida impacta no valor da informação. Na segunda fase a metodologia para determinar o melhor momento para a aquisição da S4D é apresentada. O melhor momento é determinado avaliando o tempo para a chegada de água nos poços e as curvas de erro de saturação. Por fim, a metodologia para a estimativa da chance de sucesso é apresentada. A metodologia é um processo iterativo simples. A metodologia é composta por seis etapas, no qual algumas são bem estabelecidas na literatura. A tese incorpora a data que aquisição da sísmica 4D no processo e avalia a chance de sucesso por meio da variação do beneficio econômico ocasionado pelas incertezas do reservatório. A metodologia foi aplicada para um caso sintético para ilustrar o procedimento do cálculo do valor da informação e da probabilidade de sucesso / Abstract: Production of hydrocarbons is a high-risk business. The uncertainties inherent to production are related to the uncertainties in the physical state of the reservoir and external variables. Reservoir uncertainty can be reduced as new production and dynamic data become available. 4D seismic technology has been used in the petroleum industry because the integration of geophysics and engineering information increases the predictive capability of reservoir simulations. However, there are technical issues to be addressed before starting a 4D seismic project. Several geophysical studies use the chance of success concept to identify the favorable cases; evaluating the seismic survey and the magnitude of seismic changes. From the engineering point of view, it is important to evaluate the impact of new information on field operations and the consequent monetary benefit. The estimation of 4D seismic data chance of success before its acquisition is a challenge. Therefore, the thesis presents a methodology to estimate the chance of success of a 4D seismic project from the reservoir engineering perspective. The methodology was developed in three phases. The first phase shows that water saturation error can measure the improvement on the fluid behavior understanding due to 4D seismic data. Moreover, it shows that the time for 4D seismic data acquisition affects its value. The second phase presents the methodology to estimate the best time to acquire 4D seismic data. The best time estimation is determined by evaluating time for water breakthrough and the water saturation error curves. Finally, the chance of success methodology is presented. The methodology is simple and an iterative process. It is divided in six steps, in which some of them are well established in the literature. The thesis incorporates the date of 4D seismic data acquisition in the process and assesses the chance of success through the variation in the economic benefit caused by the reservoir uncertainties. The methodology was applied to a synthetic reservoir model, showing a procedure to estimate the expected value of information and the probability of success / Doutorado / Reservatórios e Gestão / Doutora em Ciências e Engenharia de Petróleo