Orientadores: Celso Kazuyuki Morooka, José Ricardo Pelaquim Mendes / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-23T17:19:38Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Sevillano_LucasCantinelli_M.pdf: 9484221 bytes, checksum: c1488e4aff7e2c8acffb33128f7b1944 (MD5) Previous issue date: 2013 / Resumo: A localização de descobertas recentes de campos de petróleo em águas ultraprofundas torna as operações de descida e de recolhimento de equipamentos submarinos até a cabeça do poço demoradas. Estas operações podem ser realizadas por risers marítimos de perfuração. Considerando o caso específico de um BOP, sua instalação na cabeça de poço é fundamental para a perfuração do poço. Quando esta etapa termina, o BOP é trazido à superfície e a sonda de perfuração parte para perfurar um novo poço, noutra locação. A proposta deste estudo é considerar o BOP suspenso pelo riser de perfuração, sem que este seja recolhido até a superfície, na mudança de locação para um novo poço. Assim sendo, o presente trabalho tem por objetivos analisar o comportamento do riser durante esta operação, por meio de simulações computacionais, frente a uma gama variada de carregamentos ambientais e propor um procedimento para se determinar os limites operacionais que devem ser respeitados, de forma que se preserve a integridade física do riser / Abstract: The location of newly found oilfields under ultra deepwater makes the running and retrieving of submarine equipment lengthy operations. These operations can be executed with a marine drilling riser. Regarding the particular case of a BOP, its installation at the wellhead is fundamental for drilling the well. When this phase ends, the BOP is brought up to the surface and the drilling rig leaves to drill a new well elsewhere. This study proposes to consider not retrieving the BOP and, instead, letting it hanging of the drilling riser, during the change of location to drill a new well. Thus, the present work has for objectives to first analyze riser behavior during this operation, through computational simulations, while it faces several different cases of environmental loading, and then propose a procedure that determines operational limits that must be fulfilled, in order to preserve the riser's physical integrity / Mestrado / Explotação / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Antonio Carlos Bannwart / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-19T02:30:26Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Peres_GustavoSchultz_M.pdf: 3246760 bytes, checksum: 3e597eb1e2f79e14822d3a7a24d80128 (MD5) Previous issue date: 2011 / Resumo: O método de elevação artificial através do bombeio centrífugo submerso (BCS) é amplamente conhecido na produção de petróleo. Uma alternativa a este método é o hydraulic submersible pump (HSP) que consiste de uma bomba submersa acoplada ao mesmo eixo de uma turbina hidráulica, que é acionada através do fluido a elevada pressão fornecido por uma bomba booster na superfície. As vantagens do sistema HSP em comparação ao (BCS) nas aplicações offshore tem sido discutidas, principalmente devido as suas características de ampla faixa operacional, altas velocidades de rotação e maior tempo médio entre falhas. Em vista disto, o presente estudo avalia o desempenho de uma bomba centrífuga operando como turbina, ou seja, operando em modo reverso, para o acionamento de outras bombas em sistemas de elevação de petróleo. O rotor de uma bomba submersa convencional, operando como turbina, foi investigado. Um arranjo experimental específico foi construído para as medidas dos parâmetros de desempenho, torque, velocidade de rotação, vazão e altura manométrica na turbina, coletados de acordo com dois procedimentos propostos. Curvas de desempenho de altura manométrica, potência de eixo e eficiência são apresentadas e uma comparação com o desempenho do mesmo rotor operando como bomba é discutida. Um método disponível na literatura para estimar os parâmetros de desempenho da turbina a partir dos respectivos parâmetros da bomba, foi utilizado para comparação com os dados experimentais / Abstract: The method of artificial lift through a conventional electrical submersible pump (ESP) is well known in petroleum production. The alternative hydraulic submersible pump technology (HSP) consists of a submersible pump coupled to the same shaft of a hydraulic turbine, which is driven by high pressure water from a surface booster pump. The advantages of the HSP system over the conventional ESP for offshore applications have been discussed, mainly due to its characteristics of wider operating range, higher rotation speeds and higher mean time to failure (MTTF). In view of this, the present study is aimed at the performance evaluation of a centrifugal pump working as turbine (PAT), i.e., operating in reverse mode, to drive another pumps in artificial lift systems. The impeller of a conventional submersible pump operating as turbine was investigated. A specific apparatus was built for measurement of performance parameters such as torque, rotation speed, flow rate and pressure drop through the turbine, collected according two proposed procedures. Performance curves such as head, brake power and efficiency are presented and a comparison with the performance of the same impeller operating as pump is discussed. A method available in the literature to derive the turbine performance parameters from the correspondent pump performance was used for comparison with data / 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 e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-21T10:32:47Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Sousa_BrunoRangelde_M.pdf: 2665889 bytes, checksum: d124b91d0b604845255264f303b44b22 (MD5) Previous issue date: 2012 / Resumo: Apresenta-se nesta dissertação um estudo sobre o comportamento transitório da pressão em poços inclinados submetidos a teste de poço. A partir de referências disponíveis na literatura, são apresentadas soluções analíticas e semi-analíticas, onde é adotado o modelo de escoamento uniforme como condição de contorno no poço. Neste estudo é considerado um reservatório de extensão radial infinita com limites verticais impermeáveis. A partir da solução analítica são apresentadas curvas típicas para diferentes ângulos de inclinação do poço e espessura adimensional da formação. As análises das curvas típicas indicam três regimes de escoamento: radial inicial, radial de transição e radial infinito, onde, no melhor conhecimento deste autor, o regime de escoamento radial de transição é introduzido nesta dissertação. A partir da solução semi-analítica, derivada no domínio de Laplace, são desenvolvidas assíntotas para tempo-curto e tempo-longo. Esta dissertação ainda apresenta um procedimento alternativo para interpretar os dados transitórios da pressão em poços inclinados. O desenvolvimento deste procedimento foi baseado na técnica TDS (Tiab's Direct Synthesis), onde é possível interpretar os dados de pressão através de uma análise direta da curva de derivada. As soluções aqui apresentadas fornecem uma alternativa acessível à completa modelagem numérica - utilizada em pacotes comerciais para interpretação de teste de pressão / Abstract: A study on the transient pressure behavior it is presented in this dissertation for slanted well test analysis. From references available in the literature, analytical and semi-analytical solutions are presented for the uniform flow boundary condition at the well. In this study is considered an infinite radial extent reservoir limited with vertical impermeable boundaries. Type curves are presented for different slant angles of the well and dimensionless formation thickness. From the analysis of type curves are observed three flow regimes: early time radial flow, transition radial flow and late time infinite-acting radial flow. For the best knowledge of the author, the transition radial flow regime is introduced in this dissertation for the first time. From the semi-analytical solution, derived in the Laplace domain, asymptotic solutions are developed for early-time and late-time. It is also presented an alternative procedure for interpreting pressure transient data in slanted wells. The development of this procedure was based on the TDS (Tiab's Direct Synthesis) technique, by where it is possible to interpret the pressure data through a direct analysis of the derived curve. The solutions presented here provide a feasible alternative to full numerical modeling - used in commercial packages for the interpretation of pressure tests / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Paulo Roberto Ribeiro / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica e Instituto de Geociência / Made available in DSpace on 2018-08-21T19:58:43Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Paes_DiogoMelo_M.pdf: 2739943 bytes, checksum: 4213b100e22039aa35e9bbceb5f52418 (MD5) Previous issue date: 2012 / Resumo: Durante a produção de petróleo, partículas de asfalteno podem ser precipitadas da fase líquida devido a variações de pressão, temperatura e composição ao longo da trajetória do fluido do reservatório até a superfície. Uma vez precipitadas, essas partículas podem se depositar na parede de colunas de produção, reduzindo a área aberta ao escoamento e, consequentemente, a vazão. Apesar da importância do tema, a literatura sobre a deposição de asfaltenos em poços (incluindo modelos teóricos e dados experimentais) é escassa. Para superar as dificuldades inerentes a pouca literatura existente sobre o assunto, possibilitando um melhor entendimento desse complexo problema de transferência de massa, uma consistente metodologia foi proposta nesta dissertação. Essa metodologia envolveu uma revisão de literatura sobre conceitos fundamentais de transferência de quantidade de movimento e sobre a teoria da deposição de partículas, situando a deposição de asfaltenos em um contexto mais amplo, da deposição de partículas durante escoamentos turbulentos. Seis modelos de deposição (Lin et al. 1953; Friedlander e Johnstone 1957; Beal 1970; El-Shobokshy e Ismail 1980; Papavergos e Hedley 1984; Escobedo e Mansoori 1995) são estudados e validados com quatro conjuntos de dados experimentais de deposição de aerossol (Friedlander 1954; Wells e Chamberlain 1967; Liu e Agarwal 1974; Agarwal 1975). Com base nos resultados desse estudo, o modelo de Beal (1970) foi selecionado como sendo o mais adequado para prever a deposição de partículas, sendo considerado adequado também para prever a deposição de asfaltenos (limitando-se sua aplicação a intervalos similares de número de Reynolds, número de Schmidt e tempos de relaxação adimensionais em relação àqueles cobertos no estudo de validação). Por fim, esse modelo foi aplicado em uma análise de sensibilidade para se avaliar os parâmetros e mecanismos de transporte mais importantes para a deposição de asfaltenos em poços / Abstract: During petroleum production, asphaltene particles can precipitate from the crude oil due to pressure, temperature, and composition changes along the fluid path from the reservoir to the surface. Once precipitated, those particles can deposit in the inner surface of production tubings, restricting the available flow area and reducing flow rates. Despite the importance of the theme, the literature about asphaltene deposition in wellbores (including theoretical models and experimental data) is scarce. To overcome the difficulties inherent to that shortage of literature and enable a better understanding of that complex mass transfer problem, a consistent methodology is proposed in this work. That methodology involved a comprehensive review of fundamental concepts of the mass transfer and particle deposition theories, placing the asphaltene deposition within a more general context, of particle deposition during turbulent flow. Six published particle deposition models (Lin et al. 1953; Friedlander and Johnstone 1957; Beal 1970; El-Shobokshy and Ismail 1980; Papavergos and Hedley 1984; Escobedo and Mansoori 1995) are studied and validated with four published aerosol experimental data sets (Friedlander 1954; Wells and Chamberlain 1967; Liu and Agarwal 1974; Agarwal 1975). Based on the results of the study, Beal's (1970) model was selected as the most suitable to predict particle deposition and was considered adequate also to predict asphaltene deposition (limiting its application to similar ranges of Reynolds numbers, Schmidt numbers and dimensionless relaxation times in relation to those covered in the validation study). Finally, that model was applied in a sensitivity analysis to evaluate the most important parameters and transport mechanisms governing asphaltene deposition in wellbores / 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 2018-08-21T00:33:54Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Botechia_ViniciusEduardo_M.pdf: 3473295 bytes, checksum: 288cc56a7d5a789358ce2ca356f3a7e6 (MD5) Previous issue date: 2012 / Resumo: A seleção de uma estratégia de produção em campos de petróleo no início do desenvolvimento é uma tarefa bastante complexa, devido à grande quantidade de variáveis e incertezas envolvidas, bem como à grande quantidade de alternativas possíveis. A solução do problema depende das características geológicas do reservatório e do sistema de produção do campo. Em campos heterogêneos, a complexidade do problema aumenta, já que a quantidade de atributos incertos na caracterização destes campos é maior, aumentando os riscos envolvidos. A maioria dos trabalhos que visa selecionar estratégias de produção leva em consideração somente os indicadores de campo no processo, não aproveitando informações importantes sobre o comportamento dos poços nos cenários incertos, que é diferente para cada cenário considerado. Dessa forma, este trabalho busca tornar o processo de otimização mais eficiente e dar maior confiabilidade às soluções encontradas através da análise do comportamento dos poços nos diversos cenários. Utiliza-se o conceito de modelos representativos para considerar as incertezas envolvidas e realizar a análise, através de um cruzamento de dados entre esses modelos. Além disso, são feitas comparações entre indicadores econômicos específicos para os poços. Os resultados sugerem que através destas análises é possível obter novas alternativas na seleção da estratégia de produção, aumentando o retorno monetário médio ou diminuindo o risco associado a determinadas opções de estratégias / Abstract: The selection of a production strategy in oil fields in early development phase is a complex task due to many variables and uncertainties involved and the large number of possible alternatives. The solution depends on the geological characteristics of the reservoir and the production system. In heterogeneous fields, the complexity of the problem increases since the number of uncertain attributes in the characterization of these fields is higher, thus increasing the risks involved. Most studies that aim at selecting production strategies take into account only the field indicators in the process, not considering important information of the behavior of the wells in uncertain scenarios which is different for each scenario. Thus, this project seeks to make the optimization process more efficient and robust by analyzing the behavior of wells in various scenarios. The methodology uses the concept of representative models to consider the uncertainties involved and to perform the analysis through a crossing of data between these models. Furthermore, some well economic indicators are compared. The results suggest that through these analyzes is possible to obtain new alternatives in the selection of production strategy, increasing the average return or decreasing the risk associated with some options of strategies / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre 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: Antonio Carlos Bannwart / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-22T07:33:01Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Paternost_GuilhermeMiranda_M.pdf: 4957872 bytes, checksum: 34efcf3e5536aa84d89fa2b289df6cee (MD5) Previous issue date: 2013 / Resumo: O bombeio centrífugo submerso (BCS) é o segundo método de elevação artificial mais utilizado em poços de petróleo no mundo. Nestes poços, o equipamento está sujeito à influência de fluidos viscosos e à presença de gás livre, os quais impactam significativamente seu desempenho já que este é resultado da dinâmica de fluidos nos impelidores e difusores da bomba. Historicamente, devido ao escoamento de gás e de fluidos viscosos se tratarem de situações distintas, as maiorias dos estudos realizados analisam estes fenômenos separadamente vistos a complexidade e particularidades existentes de cada. O objetivo deste trabalho é a realização de um estudo experimental de avaliação do desempenho de uma bomba centrífuga sob os dois fenômenos, onde foi mensurado o impacto e a interação das principais variáveis que afetam seu desempenho. Para isto, foi construída uma bancada experimental constando de uma bomba centrífuga do tipo voluta, permitindo medir seu desempenho com água e fluido viscoso juntamente com os efeitos de fração de vazio, diâmetro de bolha e pressão de entrada. Foi também avaliada uma proposta existente de mapeamento do comportamento de uma bomba centrífuga operando com escoamento monofásico em função de números adimensionais que traduzem os efeitos combinados da viscosidade e da rotação. Foram sugeridas modificações e correlações baseadas nesta proposta e seus resultados comparados aos dados experimentais obtidos / Abstract: The Electrical Submersible Pumping (ESP) is the second most commonly used artificial lift method worldwide, being responsible for the highest amount of total fluids produced (oil and water). In wells using this method, the equipment may be subjected to viscous fluids and free gas flow, both affecting pump performance since it is a result of the fluid dynamics inside its impellers and diffusers. Generally, since the presence of free gas and liquid viscosity are independent phenomena, most studies so far have examined their effect separately due to their complexity. The purpose of this experimental study is to take another step towards understanding the performance of a centrifugal pump under these two phenomena, measuring the impact of the main variables involved. A testing rig consisting of a centrifugal pump of volute type was built, where its performance was measured with the varying effects of viscosity, void fraction and rotational speed / Mestrado / Explotação / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientadores: Ana Teresa Ferreira da Silva Gaspar, Denis José Schiozer / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica, Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-26T14:15:35Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Marques_LiviaMoraes_M.pdf: 3125937 bytes, checksum: 3a6fcd348f6c750ba19e1321813f734c (MD5) Previous issue date: 2014 / Resumo: A estratégia de produção é um importante componente do desenvolvimento exploratório de um reservatório de petróleo e gás natural. O nível de investimentos decorrentes da estratégia escolhida depende das características geológicas do campo, mas pode depender também do modelo econômico e do regime fiscal. Em 2010, o governo brasileiro alterou o marco regulatório para a exploração e produção das reservas do pré-sal localizadas nas bacias de Campos e Santos, de "concessão" para "contrato de partilha de produção" (CPP). Estudos prévios mostram que em cenários econômicos otimistas, a estratégia de recuperação otimizada apresenta baixa dependência dos regimes fiscais. Este trabalho considera quatro cenários econômicos para uma avaliação da influência do regime fiscal no desenvolvimento de um campo petrolífero em diferentes situações. Para isto, dois modelos de simulação numérica de reservatórios são submetidos ao processo de seleção de estratégia de produção para ambos os regimes fiscais a fim de realizar comparações através de indicadores de avaliação técnicos e econômicos. Considerando a seleção da estratégia de produção baseado na função-objetivo VPL (valor presente líquido) da empresa, os resultados indicam que o regime fiscal influencia a estratégia e o nível de investimento, principalmente em cenários econômicos mais pessimistas. O regime de partilha de produção foi projetado para arrecadar maiores participações governamentais. De fato, resultados indicam que a fatia governamental (FG) resultante das estratégias otimizadas para o CPP é superior à obtida pelo regime de concessão. No entanto, quando analisados em receitas governamentais (RG) nem sempre é superior sob o regime de partilha. Casos de reservatório com grande volume original de óleo in situ (VOOIS) geram maiores receitas totais se o campo for desenvolvido sob regime de concessão, ocasionando receitas superiores tanto para a companhia quanto para o governo. Resultados indicam a importância de se analisar com cautela as participações governamentais e interpretar corretamente ambos indicadores / Abstract: Production strategy is an important component of an oil and natural gas reservoir exploratory development. The level of investments derived from the chosen strategy depends on reservoir characteristics but it can also depends on the economic model and fiscal regime. In 2010, Brazilian government changed its regulatory framework for the exploration and production of the pre-salt reserves located in Campos and Santos basins regions from royalty and tax (R&T) to production sharing contract (PSC). Previous works have shown that, in optimistic scenarios, the optimal recovery strategy presents low dependency on fiscals systems. This work considers four economic scenarios for an evaluation of the fiscal regime influence on an oil field development under different situations. For this, two reservoir numeric simulation models were submitted to the production strategy selection process for both fiscal systems to make comparison using technical and operational evaluation indicators. Considering the production strategy development based in the company object-function NPV (net present value), the results indicates that the fiscal regime influence strategy and the level of investments, mainly in pessimistic economic scenarios. The PSC was designed aiming to generate higher government participations. Results indicate that, in fact, the resulting government take of the optimized strategies for PSC are superior to the results from R&T. However, when analyzed in government revenues, it is not always superior under PSC. Reservoir cases with high volumes of original oil in place (VOOIP) generate higher total revenue if the field is developed under R&T, resulting in higher revenue for both the company and the government. Results indicate the importance of analyzing the government participations with care and interpreting correctly both indicators / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestra 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 2018-07-31T18:31:24Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Ruivo_FabiodeMoraes_M.pdf: 17548495 bytes, checksum: 37226ee732961b5cf34474ae1de89655 (MD5) Previous issue date: 2001 / Resumo: Nos últimos anos, o descomissionamento dos sistemas de produção offshore vem progressivamente ganhando importância no planejamento industrial e governamental. Embora vários trabalhos publicados avaliem algumas técnicas e os potenciais problemas e riscos relacionados ao final da vida produtiva desses sistemas, as operações de descomissionamento são relativamente inovadoras, principalmente nos campos brasileiros, pois só agora a indústria nacional está começando a lidar com o final da vida produtiva de seus campos de exploração e produção de petróleo e gás. Primeiramente, esta dissertação compreende uma revisão sobre a experiência internacional sobre o processo de descomissionamento baseada, principalmente, nas regiões do Mar do Norte (Reino Unido e Noruega) e Golfo do México (EUA). Após, apresenta qual seria a metodologia para se obter a 'Melhor Opção Factível para o Descomissionamento'. Na seqüência, são apresentadas as principais etapas do processo de descomissionamento, descrevendo-as. Finalmente, são discutidas algumas inferências sobre aspectos ambientais e econômicos envolvidos no processo de descomissionamento. Em suma, a principal intenção desta dissertação é motivar um amplo debate das questões tratadas e, também apresentar algumas das novas tendências em relação ao descomissionamento de instalações offshore / Abstract: Decommissioning offshore installations have been progressively increasing the concern of the industry, government and other stakeholders through the last years. Although several works published address to some techniques and to potential problems and risks related to cessation of the productive life of these systems, its decommissioning operations are in some extent an innovative issue. This is especially true in Brazilian's fields, since national industry is just beginning to deal with the end of productive life of its exploration and production petroleum and gas fields. Firstly, the present dissertation comprehends a review of decommissioning offshore international experience mainly based on European (UK and Norway) and North American (Gulf of Mexico) scenarios. Then, it presents which may be the methodology to achieve the 'Best Practicable Decommissioning Option. Following, the paper references to the main stages of decommissioning process, describes them. Finally, it is discussed some inferences about environmental and economics aspects involved in decommissioning process. To sum up, the main ambition of this dissertation is to stimulate debate about the pertinent issues as well illustrate some of the new trends concerning decommissioning offshore installations / Mestrado / Exploração / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientadores: Sergio Nascimento Bordalo, Denis Jose Schiozer / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-24T03:21:33Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Paiva_RonaldoOliveirade_M.pdf: 5372317 bytes, checksum: 87a623d365c62b997b5436706619b759 (MD5) Previous issue date: 1997 / Resumo: Os custos envolvidos em intervenções de sonda e a perda de receita nos poços aguardando intervenções são elevados. Este trabalho propõe métodos para analisar profundamente a priorização dos poços em que a sonda deverá intervir. Para determinar a seqüência de intervenção nos poços, é necessário comparar o gasto de sonda com as perdas dos poços. Para calcular as perdas dos poços, é necessário analisar a influência monetária do fechamento dos poços nas curvas de produção dos reservatórios. Neste trabalho, esta análise é feita utilizando-se um simulador numérico de reservatórios. São apresentadas, também, simplificações possíveis para um cálculo expedito. A priorização dos poços é baseada na redução do custo total do caminho, que se constitui da soma das perdas devidas à espera da intervenção, somadas aos custos das sondas. Para determinar o itinerário ideal das sondas, existem muitos algoritmos. Neste trabalho, são implementados e comparados alguns algoritmos considerados intuitivos e de simples implementação. Recomenda-se o algoritmo da Têmpera Simulada para priorizar os poços. Este algoritmo foi implementado para rotear sondas terrestres em uma região petrolífera brasileira. Otimizando as seqüências de intervenção realizadas no ano de 1996, nesta região, identificou-se uma economia potencial de 15%nas perdas de produção, equivalente a 4.000 metros cúbicos/anode petróleo (25.000 bbl/ano) / Abstract: The costs of workover and the loss of revenue in wells waiting workover rigs are very high. This work proposes methods to prioritize these wells in order to minimize the total cost. To determine the workover sequence it is necessary to compare the rig expense with the wells'losses. To ca1culatethe wells' losses, it is necessary to analyze the monetary influence of the well shutdown in the production curves. In this work, this analysis is made by using a numerical reservo ir simulator. Simplified ca1culation procedures are also presented. The priority of the wells is based on the reduction of the total cost, which consists of the rig costs plus the revenue losses due to workover waiting. There are many algorithms able to determine the ideal rig path. In this work, simple and intuitive algorithms, are implemented and ,)mpared. The Simulated Annealing algorithm is recommended. This algorithm was implemented to optimize workover rig routes in a brazilian production region. Otimization of the workover sequence carried out in that region in 1996 identified a potential economy of 15% in the production losses, equivalent to 4.000 'm POT. 3¿/year ofoil (25.000 bbl/year) / Mestrado / Mestre em Engenharia de Petróleo