Orientador: Celso Kazuyuki Morooka / Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-24T00:38:15Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Tsukada_RaphaelIssamu_D.pdf: 8094235 bytes, checksum: 003f9b0a99d7b57efcd8ccf12ba266fd (MD5) Previous issue date: 2013 / Resumo: Durante os últimos anos, as Vibrações Induzidas por Vórtices (VIV) foram intensamente estudadas a partir de experimentos com cilindros retos instalados verticalmente ou horizontalmente, que diferem significativamente das tubulações curvas em forma de catenária, encontradas nos risers em catenária. Desta forma, as VIVs para esta configuração de riser ainda são pouco compreendidas. Nesse sentido, neste trabalho é proposto um procedimento para o cálculo das VIVs em riser em catenária no domínio do tempo, utilizando as hipóteses do princípio da independência, que considera que apenas a componente normal da velocidade de correnteza em relação ao eixo do riser é significativa para as VIVs. Uma abordagem semi-empírica é adotada para calcular as forças transversais das VIVs, com base em coeficientes hidrodinâmicos encontrados a partir de experimentos com cilindros rígidos oscilando transversalmente ao escoamento. A frequência das forças de VIV é calculada através da mudança da frequência natural do riser devido à variação da massa adicional com a velocidade reduzida. Uma vez que respostas multi-modais podem ocorrer, um procedimento com base nas observações experimentais de células de desprendimento de vórtices e regiões de power-in são adotadas para determinar os modos de vibração excitados pelas VIVs. Dois experimentos com modelos flexíveis foram analisados. A partir do primeiro experimento verificou-se a validade das considerações do princípio da independência para tubos flexíveis. Já o segundo experimento teve a finalidade de entender o comportamento dinâmico de risers em catenária devido às VIVs, que demonstrou grande influência do comportamento das traveling waves na resposta da estrutura às VIVs. Por fim, o procedimento de cálculo das VIVs foi comparado com resultados experimentais para diferentes configurações e apresentou uma boa concordância. / Abstract: During the last years, the Vortex Induced Vibrations (VIV) were intensively studied from experiments with straight cylinders installed vertically or horizontally, which differ significantly from curved cylinders in catenary shape, found in catenary risers. Thus, for this riser configuration, VIVs are still poorly understood. Accordingly, this thesis proposes a procedure for the calculation of VIVs in catenary riser in the time domain, using the assumptions of the principle of independence, under which only the normal component of the flow velocity relative to the riser axis is significant to VIV. A semiempirical approach is adopted to calculate the transverse forces of VIV based on hydrodynamic coefficients found from experiments with rigid cylinders oscillating transversely to the flow. The frequency of the VIV forces is calculated by changing the natural frequency of the riser due to the variation of added mass in relation to the reduced velocity. Since multi-modal responses can occur, a procedure based on experimental observations of vortex shedding cells and power-in regions are adopted to determine the vibration modes excited by VIV. Two experiments with flexible models were analyzed. From the first experiment, the validity of the considerations of the principle of independence for flexible pipes is verified. The second experiment aimed to understand the dynamic behavior of catenary risers due to VIV, which showed a great influence of traveling wave's behavior in the response of the structure to VIV. Finally, the procedure of calculating VIV was compared with experimental results for different configurations and showed good agreement. / Doutorado / Explotação / Doutor 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 2018-08-20T09:36:33Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Amorim_TiagoCorreadeAraujode_M.pdf: 4242638 bytes, checksum: ee3e013b28b778de1cc0439d48dd044b (MD5) Previous issue date: 2012 / Resumo: Uma análise adequada dos riscos de um estudo de desenvolvimento de um campo de petróleo pode exigir um grande número de simulações de fluxo, o que pode levar a tempo de máquina considerável. Algumas técnicas foram desenvolvidas para reduzir o número de corridas, como o planejamento experimental com superfície de resposta. Um problema geralmente associado a estas técnicas é a menor confiabilidade associada a problemas complexos e a pouca flexibilidade a alterações nas variáveis de incerteza. Uma alternativa é proposta neste trabalho com do uso de modelos de simulação substitutos rápidos que geram resultados semelhantes ao modelo completo. O modelo de simulação substituto tem os mesmos dados que o modelo de simulação de completo, mas a malha de simulação é muito mais grosseira. Os parâmetros da nova malha de simulação são ajustados automaticamente com um algoritmo de otimização numérica, minimizando a diferença entre as respostas dos modelos completo e substituto. Modelos de simulação foram construídos para testar os resultados gerados com a metodologia proposta. Análises de risco foram realizadas com ambos os modelos completo e substituto, e os resultados gerados com os modelos substitutos foram próximos aos dos modelos completos. No geral, o tempo gasto no ajuste do modelo substituto e geração da curva de análise de risco com o mesmo foi menor do que utilizar a técnica de planejamento de experimentos para gerar uma análise de risco do modelo completo / Abstract: An accurate risk analysis for a field development study can demand a large number of flow simulation runs, which can lead to considerable computer time. Some techniques have been developed to reduce the number of runs, such as experimental design with surface response methodology. One problem usually associated with these techniques is the lower reliability associated with complex problems, and small flexibility to changes in the uncertain variables. An alternative is proposed in this work through the use of fast surrogate simulation models that generate results similar to the base model. The surrogate simulation model has the same data as the base simulation model, but the grid is much coarser. The coarse grid parameters are adjusted with a numerical optimization algorithm, minimizing the difference between the responses from the base and the surrogate models. Simulation models were constructed to test the results generated with the proposed surrogate model methodology. Risk analyses were conducted with both surrogate and base models, and the results generated with the surrogate models were close to those with the base models. Overall, the time spent in adjusting the surrogate model and generating a risk analysis with it was smaller than using experimental design to construct a risk analysis with the base model / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientadores: Celso Kazuyuki Morooka, Eugênio Libório Feitoza Fortaleza / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-21T00:36:50Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Shiguemoto_DenisAntonio_M.pdf: 2730769 bytes, checksum: 3e344d27e331583f273c868cd954634f (MD5) Previous issue date: 2012 / Resumo: Descobertas recentes de petróleo em laminas d'água cada vez mais profundas tem motivado o desenvolvimento de novas configurações de sistemas de produção de petróleo. Neste contexto, o Riser Hibrido Auto Sustentável (RHAS) surge como uma alternativa para produção de petróleo em águas ultraprofundas...Observação: O resumo, na íntegra, poderá ser visualizado no texto completo da tese digital / Abstract: Recent discoveries of petroleum in water depths deeper and deeper have motivated the development of new configurations of petroleum production systems. In this context, the Self Standing Hybrid Riser (SSHR) is an alternative to petroleum production in ultra deep waters...Note: The complete abstract is available with the full electronic document / Mestrado / Explotação / 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 2018-08-04T02:30:45Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Silva_RosivaniadaPaixao_M.pdf: 2594655 bytes, checksum: b6c2b50ec1aafc9b617cd07d018c8efc (MD5) Previous issue date: 2004 / Resumo: O processamento primário dos fluidos na produção do petróleo consiste na separação entre o óleo, gás, água e as impurezas em suspensão, no condicionamento dos hidrocarbonetos para que possam ser transferidos para as refinarias, e no tratamento da água para reutilização ou descarte apropriado. Com a crescente importância de campos de óleos pesados, cuja densidade é mais próxima da água e a viscosidade é da ordem de centenas de vezes a da água, a produção deste óleo e o processamento primário dos fluidos produzidos com as tecnologias usuais tornam-se pouco atraente e muitas vezes inviável. Este trabalho investiga o comportamento da dispersão de água em óleo pesado que pode se transformar em emulsão. Portanto, o estudo sobre o conceito e a classificação das emulsões de água em óleo e de óleo em água e a revisão das principais técnicas para sua geração e separação, visam definir estratégias para a separação eficaz desses fluidos. A partir disso, investiga-se os critérios de projeto de vasos separadores gravitacionais trifásicos, tais como o tempo de retenção, tamanho e velocidade terminal das partículas, enfatizando-se os aspectos físicos da separação. Utilizou-se o software Mathematica??para a modelagem das equações que governam o dimensionamento de vasos separadores horizontais, permitindo-se observar a influência de diversas variáveis nas dimensões do vaso separador / Abstract: The primary processing of the produced fluids from an oil field consists in the separation of oil, gas, water and solids suspensions, in the conditioning of the hydrocarbons for transporting to the refinery, and in the water treatment for reuse or proper disposal. For heavy oils, whose densities are almost the same as water and viscosities about two hundred times higher than water, the production and primary processing with the usual technologies is not attractive and many times unfeasible. This work investigates the behavior of the water dispersion in a heavy oil, that can become an emulsion. The scope of the study of water-in-oil and oil-in-water emulsions and the review of the principal techniques for its generation, leads to strategies to efficiently separate these liquids. Considering the presence of a free gas phase, design criteria for three-phase separator, such as retention time, size and terminal velocity of the particles, emphasizing the physical aspects of separation, are investigated. Mathematica??software was used for solving the equations that rule the design of horizontal separators vases, allowing observation of the influence of several parameters on the separator dimensions / 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 2018-08-22T07:36:07Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Filardo_JuarezGuaraci_M.pdf: 9792292 bytes, checksum: fc41bb8bdaac74a7d5124bbc10c3f37b (MD5) Previous issue date: 2012 / Resumo: Este trabalho apresenta a solução para o problema das empresas de petróleo em determinar os quantitativos ótimos de recursos materiais a serem adquiridos para a construção dos poços de petróleo num ambiente de risco, assegurando o cumprimento das metas plurianuais da empresa. Para isto foi necessário gerar vários cenários de demanda pelos materiais através da simulação estocástica do portfólio, pesquisar os mais variados modelos de inventário para entender o dinamismo existente no processo de levantamento de demanda dos materiais até o seu emprego nos poços, possibilitar representar estes fluxos matematicamente por uma função objetivo com termos de receita e de custos destoando dos processos usuais de tomada de decisão que consideram apenas os custos de aquisição; otimizar a função objetivo característica de cada cenário através do método dos algoritmos genéticos para permitir uma flexibilização no uso de modelos mais complexos de representação da demanda, e no final obter uma função multivariada conjunta construída com o auxílio do método das cópulas a qual o tomador de decisão fará o seu julgamento. O processo acima permitiu construir uma metodologia cuja robustez foi testada para um caso prático de definição do quantitativo ótimo de revestimentos de perfuração a ser adquirido para um portfólio de poços constituído por 596 poços marítimos brasileiros em atividades de perfuração, completação, e restauração, e 60 sondas de perfuração com trabalhos simultâneos, intervalo de planejamento de um ano e poços possuindo as mesmas características de projeto do pré-sal. A decisão sobre o quantitativo ideal conforme o risco da empresa foi conseguido facilmente analisando-se as curvas de nível da função multivariada conjunta, que para o caso prático do pré-sal e considerando confiança nos dados de 73%, o quantitativo de revestimento ótimo foi de 140.000 m, caso fosse analisado sem considerar os riscos o quantitativo seria de 145.000 m, indicando que o tomador de decisão tradicional foi conservador e tenderia encarecer o processo. Outra conclusão importante foi que os pontos ótimos situaram-se num intervalo de tempo anterior ao do final do planejamento indicando ter sido vantajoso admitir a falta do revestimento e não construir o poço a partir deste ponto, o que possibilitou também verificar o quão consistente foi o sequenciamento dos poços do portfólio / Abstract: This thesis presents a solution for the problem of oil companies to determine the optimal quantity of material resources to be acquired for the construction of oil wells in a risky environment and assuring the company multiannual goals. In order to achieve that it was necessary to generate various scenarios of materials demand by stochastic simulation of the portfolio, researching the most varied inventory models to understand the existing dynamics in the process of raising materials demand up to their use in the wells, and make possible the representation of these flows mathematically by an objective function in terms of revenue and costs, diverging from the usual decision making processes that consider only the acquisition costs . The characteristic objective function of each scene was optimized by the genetic algorithms method to allow greater flexibility in the use of more complex models to represent the demand by the end of the process is obtained a joint multivariate function built with the aid of the method of copulas and whose decision maker will make their judgment. The above process allowed us to provide a methodology whose robustness has been tested for a practical case of defining the optimum quantity of drilling casings to be acquired for a wells portfolio, consisting of 596 wells in Brazilian offshore drilling, completion, and restore and 60 drilling rigs with simultaneous work, one year for range of planning and wells having the same design features of the sub-salt environment. The decision about the ideal amount considering the company's risk was easily accomplished by analyzing the joint multivariate function contour, to the studied practical case and considering 73% of confidence in the data, the optimum quantity was 140,000 m, if analyzed without considering the risks the quantity would be 145,000 m, indicating that the decision maker was traditionally conservative and would tend to become the process more expensive. Another important conclusion was that the optimal points were located in a time prior to the end of the plan, indicating it was advantageous to allow the lack of the casing and not to build the well from that point, it also allowed to check how consistent the wells portfolio scheduling was / 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 2018-08-27T15:00:23Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Sanches_KemilyKeikoMiyaji_M.pdf: 15016806 bytes, checksum: b9dd5797d6a29bdbb7049d48dff1e196 (MD5) Previous issue date: 2014 / Resumo: A grande dependência da sociedade por produtos feitos a partir do petróleo e seus derivados, bem como seu preço elevado, motivam o estudo e o desenvolvimento de métodos de recuperação avançada. Estes métodos viabilizam explotar o maior volume possível de petróleo de forma contínua e por mais tempo. Os métodos de recuperação avançada de petróleo podem ser classificados como miscíveis, térmicos e químicos. A injeção de polímero é um método químico, onde polímero é adicionado à água de injeção com o objetivo de aumentar sua viscosidade e, consequentemente, reduzir a razão de mobilidade e aumentar a eficiência de varrido. Entretanto, este processo não é aplicável a qualquer caso, sendo necessário o uso de métodos de seleção e descarte, além de uma atenção especial para que suas propriedades não sejam degradadas durante a aplicação do método. Este trabalho apresenta uma análise da recuperação de petróleo por injeção de água alternada com banco de polímero (WAP) em comparação com a injeção contínua de água (WF) através da utilização de um simulador comercial. Além disso, foram analisadas variações em relação ao volume de solução polimérica injetada, ao instante de início da injeção de polímero, às curvas de permeabilidade relativa, à viscosidade da solução polimérica, bem como, às saturações de óleo residual e inicial de água, a fim de verificar os efeitos na recuperação de óleo. O estudo de modelos de reservatório em escala laboratorial é realizado como uma primeira e simplificada análise de seu potencial de recuperação de petróleo. A escala laboratorial permite uma análise mais detalhada do comportamento dos fluidos dentro do modelo, além de admitir a realização de testes para posterior aplicação no modelo real. Assim, foi realizado o estudo em escala laboratorial, para um modelo homogêneo, três modelos com heterogeneidades horizontais e dois modelos com heterogeneidades verticais. Posteriormente, o modelo homogêneo foi utilizado para uma análise de aumento de escala, a fim de verificar se os modelos estão bem representados. E em seguida foi realizada uma análise econômica. Entre os resultados observados, pode-se mencionar que: quanto maiores os bancos de solução polimérica injetados, maiores foram os volumes de óleo produzido, porém com menores volumes de óleo produzido por massa de polímero; a antecipação na injeção da solução polimérica gera uma antecipação na produção; o uso de soluções com polímero mais viscosas reduz o valor da razão de mobilidade e aumenta a produção de óleo, entretanto demanda pressões de injeção mais elevadas; quanto menor é o valor da permeabilidade relativa à água na saturação de óleo residual, maior é o ganho de produção de óleo, uma vez que o valor da razão de mobilidade é menor; quanto menores forem as saturações de óleo residual e de água inicial, maior é a recuperação, uma vez que a quantidade de óleo móvel é maior. Os melhores resultados em relação à recuperação de óleo foram obtidos pelos modelos heterogêneos verticais em comparação com o modelo homogêneo e heterogêneos horizontais. E o modelo em escala de campo demonstrou estar muito bem representado, sem divergência de valores em relação ao modelo em escala laboratorial / Abstract: The significant dependence of society for products made from petroleum and its derivatives, as well as its high price, motivate the study and the development of advanced recovery methods. This methods enable the exploitation of the largest possible volume of oil continuously and longer. The enhanced oil recovery methods can be classified as miscible, thermal and chemical methods. The polymer injection is a chemical process, where polymer is added to the injection water aiming increase its viscosity, consequently reducing the water-oil mobility ratio and increasing the sweep efficiency. However, this process does not apply to any case, requiring the use of screening criteria, and particular attention to that their properties are not degraded during the application of the recovery. This paper presents an analysis of oil recovery by water injection alternated with a polymer slug (WAP) compared to the continuous water flooding (WF) with the use of a commercial simulator. Moreover, variations in the slug size of the injected polymer solution, injection starting time of the polymer slug, relative permeability curves, polymer viscosity, residual oil and initial water saturation were carried out to determine the effects on oil recovery. The study of reservoir models in laboratory scale is made on a first and simplified analysis of their oil recovery potential. The laboratory scale allows a more detailed discussion of fluid behavior inside the model, and admits to testing for further application in the real model. Thus, the study was conducted in laboratory scale, for one homogeneous model, three models with horizontal heterogeneities and two models with vertical heterogeneities. Subsequently, the homogeneous model was used for analysis of size increase in order to ascertain whether templates are well represented. And then an economic analysis was performed. Among the results, it can be mentioned that: larger slugs of polymer solution lead to larger volumes of produced oil, however with decreasing amounts of produced oil per mass of polymer; the anticipation on the injection of the polymer solution leads to an anticipation in oil production; the use of higher viscous polymer solutions lead to lower value of the mobility ratio and higher oil production, however requires higher injection pressures; lower values of relative permeability to water at residual oil saturation lead to large difference on relative gain of oil production once the final mobility ratio is lower; lower residual oil and initial water saturation leads to a high oil recovery, mainly as consequence of the greater amount of mobile oil. The best results for oil recovery were obtained by vertical heterogeneous models compared to the homogeneous model and horizontal heterogeneous. And the model in field scale proved to be well represented, without deviation values relative to the model in laboratory scale / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestra 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 2018-08-30T02:08:44Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Chagas_BrunoLuizBarbosadas_M.pdf: 3797109 bytes, checksum: 1ef50f3d002aa234dbe301fd26044c8f (MD5) Previous issue date: 2015 / Resumo: O presente trabalho tem como objetivo principal avaliar a probabilidade de falha por fadiga em um riser de perfuração. Os parâmetros mais importantes são identificados e sua influência na probabilidade de falha é analisada. De acordo com as premissas do comportamento dinâmico de um riser, a partir do qual se obtém o dano total à fadiga, juntamente com a teoria da confiabilidade e as variáveis de incerteza, aplicou-se o método FORM (First Order Reliability Method) determinando-se a probabilidade de falha por fadiga em um riser. O procedimento foi adotado para um campo marítimo em operação, a fim de se demonstrar a sensibilidade das variáveis envolvidas na função de estado limite. Neste estudo consideraram-se o expoente m da curva S-N e a constante K da curva S-N como sendo ora determinísticos ora probabilísticos. Assim sendo, a partir das premissas e procedimentos acima elencados, os resultados de probabilidade de falha para análise probabilística se mostraram mais sensíveis que a análise determinística nas quatro diferentes localizações críticas ao longo do comprimento do riser de perfuração / Abstract: The primary objective of this work is to evaluate the probability of fatigue failure in a drilling riser. Key parameters are identified and their influence on the probability of failure is analized. Based on riser dynamic behavior, which givestotal fatigue damage, along with the reliability theory and the variables of uncertainty, the method FORM (First Order Reliability Method) was applied to determine the probability of fatigue failure on a riser . The procedure was applied in a offshore field in operation in order to demonstrate the sensitivity of the variables involved in the limit state function.In this study the exponent m of the SN curve and the constant K of SN curve were considered to be either deterministic or probabilistic. Thus, according to adopted assumptions and procedures, the results of probability of failure for probabilistic analysis have shown to be more sensitive than deterministic analysis in the four different critical locations along the length of the drilling riser / Mestrado / Explotação / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

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