Submitted by Automa??o e Estat?stica (sst@bczm.ufrn.br) on 2016-03-22T19:35:00Z No. of bitstreams: 1 AldayrDantasDeAraujoJunior_TESE.pdf: 6801282 bytes, checksum: 6465e3e1ed3f877f913f31049263ffc2 (MD5) / Approved for entry into archive by Arlan Eloi Leite Silva (eloihistoriador@yahoo.com.br) on 2016-03-28T19:14:32Z (GMT) No. of bitstreams: 1 AldayrDantasDeAraujoJunior_TESE.pdf: 6801282 bytes, checksum: 6465e3e1ed3f877f913f31049263ffc2 (MD5) / Made available in DSpace on 2016-03-28T19:14:32Z (GMT). No. of bitstreams: 1 AldayrDantasDeAraujoJunior_TESE.pdf: 6801282 bytes, checksum: 6465e3e1ed3f877f913f31049263ffc2 (MD5) Previous issue date: 2015-04-29 / O ?xito atingido pelos m?todos t?rmicos de recupera??o, em ?leos pesados, motivou o surgimento de estudos relacionados com a utiliza??o de ondas eletromagn?ticas como fontes geradoras de calor em reservat?rios de petr?leo. Desta maneira, essa gera??o ? obtida atrav?s de tr?s tipos de processos distintos de acordo com o intervalo de frequ?ncias utilizado. S?o eles: o aquecimento eletromagn?tico indutivo, o resistivo e o diel?trico, tamb?m conhecido como por radia??o. O presente estudo foi baseado em simula??es computacionais em reservat?rios de petr?leo com caracter?sticas similares aos encontrados nas bacias sedimentares do Nordeste brasileiro. Todos os casos estudados foram simulados usando o programa STARS, da CMG (Computer Group, Modelagem vers?o 2012.10). Algumas simula??es levaram em considera??o a inser??o de part?culas eletricamente sens?veis em determinados setores do modelo de reservat?rio estudado atrav?s de fraturas. A proposta deste trabalho ? a utiliza??o do aquecimento eletromagn?tico por indu??o como m?todo de recupera??o de ?leos pesados, para verificar a influ?ncia dessas part?culas acima citadas no modelo de reservat?rio utilizado. Foram feitas an?lises comparativas envolvendo o aquecimento eletromagn?tico indutivo, a opera??o do fraturamento hidr?ulico e a inje??o de ?gua em diferentes situa??es do modelo de reservat?rio estudado. Foi constatado que fraturando o po?o injetor com o intuito de que o aquecimento eletromagn?tico ocorra no mesmo po?o em que h? a inje??o de ?gua, houve um acr?scimo consider?vel do fator de recupera??o e produ??o acumulada de ?leo em rela??o aos modelos em que o fraturamento hidr?ulico ocorria no po?o produtor e a inje??o de ?gua no po?o injetor. Este fato se deve ? gera??o de vapor in situ no reservat?rio. / The success achieved by thermal methods of recovery, in heavy oils, prompted the emergence of studies on the use of electromagnetic waves as heat generating sources in oil reservoirs. Thus, this generation is achieved by three types of different processes according to the frequency range used. They are: the electromagnetic induction heating, the resistive and the dielectric, also known as radiation. This study was based on computer simulations in oil reservoirs with characteristics similar to those found in the sedimentary basins of the Brazilian Northeast. All cases studied were simulated using the software STARS, CMG (Computer Group, version 2012.10 Modeling). Some simulations took into account the inclusion of electrically sensitive particles in certain sectors of the reservoir model studied by fracturing. The purpose of this work is the use of the electromagnetic induction heating as a recovery method of heavy oil, to check the influence of these aforementioned particles on the reservoir model used. Comparative analyses were made involving electromagnetic induction heating, the operation of hydraulic fracturing and the injection of water to the different situations of the reservoir model studied. It was found that fracturing the injection well in order that the electromagnetic heating occurs in the same well where there is water injection, there was a considerable increase in the recovery factor and in the cumulative oil production in relation to the models in which hydraulic fracturing occurred in the production well and water injection in the injection well. This is due to the generation of steam in situ in the reservoir.

Submitted by Automa??o e Estat?stica (sst@bczm.ufrn.br) on 2016-06-06T21:01:05Z No. of bitstreams: 1 GabrielPabloNudelman_DISSERT.pdf: 4667154 bytes, checksum: 87376721e94f9b7485cbec0fb6ad20a8 (MD5) / Approved for entry into archive by Arlan Eloi Leite Silva (eloihistoriador@yahoo.com.br) on 2016-06-08T20:53:05Z (GMT) No. of bitstreams: 1 GabrielPabloNudelman_DISSERT.pdf: 4667154 bytes, checksum: 87376721e94f9b7485cbec0fb6ad20a8 (MD5) / Made available in DSpace on 2016-06-08T20:53:05Z (GMT). No. of bitstreams: 1 GabrielPabloNudelman_DISSERT.pdf: 4667154 bytes, checksum: 87376721e94f9b7485cbec0fb6ad20a8 (MD5) Previous issue date: 2015-09-29 / Nos ?ltimos dezesseis anos surgiu no Brasil um segmento de produtores independentes com foco de atua??o nas bacias terrestres e de ?guas rasas. Entre os desafios destas empresas se encontra o desenvolvimento de campos com projetos com um valor presente l?quido (VPL) baixo. O objetivo deste trabalho foi estudar a melhor op??o t?cnico-econ?mica de desenvolvimento de um campo de petr?leo no Nordeste Brasileiro aplicando a simula??o de reservat?rios. A partir de dados reais de geologia, reservat?rios e produ??o foi realizado o modelo geol?gico e de simula??o. Devido a n?o ter an?lise PVT, foram utilizados os dados do ensaio de destila??o denominado Pontos de Ebuli??o Verdadeiros (PEV) para criar um modelo de fluidos gerando as curvas PVT. Ap?s realizado o ajuste manual do hist?rico, foram simulados quatro cen?rios de desenvolvimento: a extrapola??o de produ??o sem novos investimentos, a convers?o de um po?o produtor para inje??o de g?s imisc?vel, a perfura??o de um po?o vertical e a perfura??o de um po?o horizontal. Como resultados, do ponto de vista financeiro, a inje??o de g?s foi a alternativa com menor valor agregado, podendo ser vi?vel caso haja restri??es ambientais ou regulat?rias de queima ou de ventila??o ao meio ambiente do g?s produzido do campo ou de campos vizinhos. O fator de recupera??o atingido com a perfura??o dos po?os vertical e horizontal ? similar, mas a perfura??o do po?o horizontal ? um projeto de acelera??o de produ??o, portanto a produ??o acumulada incremental atualizada com uma taxa m?nima de atratividade da empresa ? maior. A depender do pre?o do barril de petr?leo Brent e do custo de perfura??o esta op??o pode ser t?cnica e financeiramente vi?vel. / In the last 16 years emerged in Brazil a segment of independent producers with focus on onshore basins and shallow waters. Among the challenges of these companies is the development of fields with projects with a low net present value (NPV). The objective of this work was to study the technical-economical best option to develop an oil field in the Brazilian Northeast using reservoir simulation. Real geology, reservoir and production data was used to build the geological and simulation model. Due to not having PVT analysis, distillation method test data known as the true boiling points (TBP) were used to create a fluids model generating the PVT data. After execution of the history match, four development scenarios were simulated: the extrapolation of production without new investments, the conversion of a producing well for immiscible gas injection, the drilling of a vertical well and the drilling of a horizontal well. As a result, from the financial point of view, the gas injection is the alternative with lower added value, but it may be viable if there are environmental or regulatory restrictions to flaring or venting the produced gas into the atmosphere from this field or neighboring accumulations. The recovery factor achieved with the drilling of vertical and horizontal wells is similar, but the horizontal well is a project of production acceleration; therefore, the present incremental cumulative production with a minimum rate of company's attractiveness is higher. Depending on the crude oil Brent price and the drilling cost, this option can be technically and financially viable.

Submitted by Automa??o e Estat?stica (sst@bczm.ufrn.br) on 2017-03-17T19:32:33Z No. of bitstreams: 1 JoseEdenilsonOliveiraReges_TESE.pdf: 5841325 bytes, checksum: 2ead9ffcd013a5ed21850074ab97c30f (MD5) / Approved for entry into archive by Arlan Eloi Leite Silva (eloihistoriador@yahoo.com.br) on 2017-03-18T00:04:04Z (GMT) No. of bitstreams: 1 JoseEdenilsonOliveiraReges_TESE.pdf: 5841325 bytes, checksum: 2ead9ffcd013a5ed21850074ab97c30f (MD5) / Made available in DSpace on 2017-03-18T00:04:04Z (GMT). No. of bitstreams: 1 JoseEdenilsonOliveiraReges_TESE.pdf: 5841325 bytes, checksum: 2ead9ffcd013a5ed21850074ab97c30f (MD5) Previous issue date: 2016-11-18 / Esta Tese ? uma contribui??o ao desenvolvimento de sensores de vaz?o na ind?stria de petr?leo e g?s. O objetivo geral do trabalho ? apresentar uma metodologia para medir as vaz?es em po?os injetores de ?gua multizonas a partir de perfis de temperatura do fluido e estimar a incerteza da medi??o. Inicialmente, foi apresentada a equa??o cl?ssica de Ramey descrevendo a temperatura do fluido como uma fun??o da vaz?o ao longo do po?o. Ent?o, foram descritos tr?s m?todos de c?lculo das vaz?es a partir do perfil de temperatura e o sensor de vaz?o foi modelado computacionalmente. Em seguida, foram calculadas as vaz?es em quatro po?os injetores multizonas, localizados no Rio Grande do Norte, a partir de perfis de temperatura medidos experimentalmente. As vaz?es calculadas foram comparadas ?s vaz?es medidas no campo. Os resultados preliminares obtidos nos Po?os 1 e 2 foram satisfat?rios. Nestes po?os, os erros m?ximos observados foram de 28,55% (Po?o 1) e 15,72% (Po?o 2). Entretanto, desvios significativos entre as vaz?es calculadas e medidas foram encontrados nos Po?os 3 e 4. Nestes po?os, os erros m?ximos observados foram de 536,84% (Po?o 3) e 335,54% (Po?o 4). Utilizando a expans?o em S?rie de Taylor da equa??o exponencial de Ramey, foi obtida uma fun??o expl?cita, linear, entre a vaz?o ao longo do po?o e a temperatura do fluido, sendo realizada uma an?lise quantitativa da incerteza de medi??o. A partir desta an?lise, foi observado que, devido ? baixa resolu??o nas medi??es de temperatura, a incerteza de medi??o expandida pode atingir cerca de 155,04% da vaz?o calculada. Foi ent?o apresentado um m?todo de c?lculo estoc?stico das vaz?es a partir das distribui??es de probabilidade das temperaturas medidas, atrav?s da Simula??o de Monte Carlo. As novas vaz?es calculadas apresentaram erros m?ximos de 3,67% (Po?o 1), 14,45% (Po?o 2), 14,62% (Po?o 3) e 22,29% (Po?o 4). Logo, a abordagem probabil?stica permitiu que as vaz?es injetadas fossem satisfatoriamente estimadas mesmo nos casos em que a resolu??o do sensor de temperatura era inadequada ? detec??o de pequenas varia??es na temperatura do fluido. Portanto, a metodologia de c?lculo das vaz?es injetadas a partir do perfil de temperatura do fluido foi validada com sucesso. / This thesis is a contribution to the development of flow sensors in oil and gas industry. The main objective of this work is presenting a methodology to measure the flow rates into multiple-zone water-injection wells from fluid temperature profiles and estimate the measurement uncertainty. First, the classical Ramey equation describing the fluid temperature as a function of flow was presented. Then, three methods to calculate the flow rates from temperature profile were described and the flow sensor was computationally modeled. Next, the flow rates into four multiple-zone injection-wells, located in Rio Grande do Norte, were calculated from temperature profiles experimentally measured. The calculated flow rates were compared to the measured flow rates. The preliminary results, obtained from Wells 1 and 2, were satisfactory. In these wells, the maximum errors were equals to 28,55% (Well 1) and 15,72% (Well 2). However, significant deviations between the calculated and the measured flow rates were found at Wells 3 and 4. In these wells, the maximum errors were equals to 536,84% (Well 3) and 335,54% (Well 4). The Ramey equation was expanded in Taylor Series and linearized to obtain an explicit, linear, function between the flow and the fluid temperature. Then, a quantitative uncertainty analysis was performed. From this analysis, it was observed, due the temperature sensor resolution, the expanded measurement uncertainty may achieve about 155,04% of the calculated flow rate. Then, the injected flow rates were stochastically recalculated from the probability distributions of the measured temperatures, through a Monte Carlo simulation. The new calculated flow rates presented maximum errors of 3,67% (Well 1), 14,45% (Well 2), 14,62% (Well 3) and 22,29% (Well 4). This probabilistic approach allowed injected flow rates to be estimated even in the cases where the temperature sensor resolution was inadequate to detection of small variations into the fluid temperature. Therefore, the methodology to calculate the injected flow rates from the fluid temperature profile was successfully validated.

Submitted by Automa??o e Estat?stica (sst@bczm.ufrn.br) on 2017-09-05T19:25:26Z No. of bitstreams: 1 LeonardoAsforaDeOliveira_DISSERT.pdf: 3243516 bytes, checksum: fb2dc43eeb22b49aabf1764ae000b894 (MD5) / Approved for entry into archive by Arlan Eloi Leite Silva (eloihistoriador@yahoo.com.br) on 2017-09-13T23:26:22Z (GMT) No. of bitstreams: 1 LeonardoAsforaDeOliveira_DISSERT.pdf: 3243516 bytes, checksum: fb2dc43eeb22b49aabf1764ae000b894 (MD5) / Made available in DSpace on 2017-09-13T23:26:22Z (GMT). No. of bitstreams: 1 LeonardoAsforaDeOliveira_DISSERT.pdf: 3243516 bytes, checksum: fb2dc43eeb22b49aabf1764ae000b894 (MD5) Previous issue date: 2017-06-30 / Coordena??o de Aperfei?oamento de Pessoal de N?vel Superior (CAPES) / Quando o reservat?rio n?o possui energia suficiente para elevar os fluidos ? superf?cie ou quando a vaz?o de surg?ncia n?o ? economicamente vi?vel, faz-se necess?rio a instala??o de m?todos de eleva??o artificial. Nestes est?o inclusos aqueles denominados de bombeados, que se valem da instala??o de uma bomba de subsuperf?cie no fundo do po?o. Devido ao princ?pio de funcionamento destas bombas, elas apresentam redu??o de performance quando succionam g?s livre advindo do reservat?rio. Isso justifica a completa??o destes po?os sem a utiliza??o de packer e com separadores de g?s na suc??o das bombas, de forma a redirecionar parte do g?s livre para o espa?o anular. O g?s separado ? ent?o transferido ? linha de surg?ncia atrav?s de uma v?lvula de reten??o, que permite sua passagem sempre que a press?o de revestimento for maior do que a da linha. No entanto, em muitos casos a press?o de linha ? alta, fazendo com que o g?s seja aprisionado no anular, elevando a press?o de revestimento e reduzindo a submerg?ncia destas bombas. Nos casos mais cr?ticos, quando o reservat?rio j? encontra-se depletado, a press?o de revestimento compreende parcelas significativas da press?o de fluxo de fundo, de forma que o n?vel de l?quido pode atingir a suc??o das bombas, tornando a produ??o inst?vel ou, muitas vezes, inviabilizando-a. Este trabalho, portanto, se prop?e a estudar uma poss?vel solu??o para este problema, advinda de uma colabora??o entre Petrobras e UFRN: a instala??o de ejetores na linha de surg?ncia. Ejetores s?o equipamentos que se utilizam da energia de um fluido, denominado de fluido motriz, para aspirar ou succionar outro, denominado de secund?rio. Nesta aplica??o, a pr?pria produ??o do po?o de petr?leo seria utilizada para aspirar o g?s do anular. Ao longo do texto, ? desenvolvida uma modelagem matem?tica simplificada para fins de an?lise de performance e dimensionamento destes ejetores, onde foram utilizados os princ?pios da conserva??o de massa, momento e energia em cada se??o do ejetor. Este modelo foi verificado e ajustado atrav?s da fluidodin?mica computacional utilizando o software CFX da empresa ANSYS, vers?o 16.0. Por fim, a influ?ncia de um ejetor na linha de surg?ncia de um po?o que opera por Bombeio Centr?fugo Submerso ? analisada atrav?s de an?lise nodal, onde foi poss?vel demonstrar que sua instala??o permite um aumento da vaz?o de produ??o do po?o quando este ? equipado com variador de frequ?ncia, mantendo inalterada a submerg?ncia. / When the reservoir doesn?t have enough energy to raise the fluids to the surface or when its natural flow rate isn?t economically viable, artificial lift methods are required. Among these there are those that are called pumping methods, which rely on bottomhole pumps. Because of their working principle, the performance of these pumps decrease when free gas is ingested. Therefore, sometimes gas separators are installed upstream of the pump in order to redirect some of the gas to the annulus, and the completion is made without a packer. The annulus and the production line are connected via a check valve, allowing gas flow from the annulus to the production line whenever the casing pressure is higher than the wellhead pressure. However, in some cases the wellhead pressure is high enough, causing the gas to get trapped in the annulus, increasing casing pressure and therefore reducing pumps? submergence. In the worst case scenario, when the reservoir is depleted, the casing pressure comprises significant part of the bottomhole pressure. When this is the case, the fluid level become very close to the suction ports, provoking flow instabilities or, in some cases, making it unfeasible. This dissertation intends to study one possible solution to this problem, which came about as part of a partnership between Petrobras and UFRN, which is the installation of an ejector in the production line. Ejectors are devices that utilizes the energy of a motive fluid in order to suck a secondary one. In this particularly application, the well?s own production is used to suck the separated gas from the annulus. Throughout the text, a simplified mathematical model is developed in order to conduct performance analysis and design by using the basic principles of conservation of mass, momentum and energy for control volumes. This model was verified with the aids of computational fluid dynamics, where the software CFX from ANSYS version 16.0 was utilized. Finally, ejector?s influence on an well equipped with an Electrical Submersible Pump is discussed utilizing nodal analysis, where it was shown that it?s possible to increase flow rate when a Variable Speed Drive (VSD) is available, maintaining the same submergence.

Submitted by Automa??o e Estat?stica (sst@bczm.ufrn.br) on 2017-10-18T20:55:14Z No. of bitstreams: 1 WendellRossineMedeirosDeSouza_TESE.pdf: 7150800 bytes, checksum: 939215abfa16589e581080cb1d3e85f5 (MD5) / Approved for entry into archive by Arlan Eloi Leite Silva (eloihistoriador@yahoo.com.br) on 2017-10-24T23:17:21Z (GMT) No. of bitstreams: 1 WendellRossineMedeirosDeSouza_TESE.pdf: 7150800 bytes, checksum: 939215abfa16589e581080cb1d3e85f5 (MD5) / Made available in DSpace on 2017-10-24T23:17:22Z (GMT). No. of bitstreams: 1 WendellRossineMedeirosDeSouza_TESE.pdf: 7150800 bytes, checksum: 939215abfa16589e581080cb1d3e85f5 (MD5) Previous issue date: 2017-05-30 / A exposi??o dos po?os de petr?leo a condi??es extremas os tem levado a in?meros problemas de integridade, mesmo quando projetados adequadamente. O uso de t?cnicas de recupera??o, tal como a inje??o c?clica de vapor, submete os materiais a varia??es de temperatura severas reduzindo a vida ?til do po?o; ainda, podendo levar ? falha do revestimento met?lico e da bainha de cimento. A perda da integridade da bainha de cimento pode acarretar no vazamento dos fluidos presentes na forma??o e, em alguns casos, ocasionando significantes preju?zos ambientais e econ?micos. No caso de po?os sujeitos ? inje??o c?clica de vapor, a resist?ncia, a flexibilidade e as propriedades t?rmicas t?m sido apontadas como chave do problema. Neste trabalho, as an?lises termomec?nicas foram realizadas utilizando o m?todo dos elementos finitos em modo transiente. O revestimento met?lico, a bainha de cimento e a forma??o foram modelados utilizando-se um modelo 2D axissim?trico com elementos quadril?teros de 8 n?s. Foi analisado o comportamento mec?nico de bainha de cimento, sendo tr?s formula??es de pastas estudadas: pasta de refer?ncia e mais duas aditivadas com l?tex em concentra??es de 125 e 250 ml/kg de cimento. A influ?ncia da espessura da bainha de cimento e a taxa de aquecimento foram observadas como tamb?m seis diferentes valores de coeficientes de expans?o t?rmica para pasta de cimento. Foram analisados gradientes de temperaturas distintos de 150 oC, 200 oC, 250 oC, 300 oC e 350 oC, t?picas temperaturas encontradas no processo de inje??o de vapor, bem como em meio a forma??es com v?rios n?veis de rigidez. O estudo evidenciou que um dos problemas da integridade da bainha de cimento devido a inje??o de vapor est? associado a fase de aquecimento do po?o e localizado na regi?o da bainha pr?ximo ? forma??o. Foi constatado que vincular o emprego da formula??o mais flex?vel e expansiva a uma aplica??o do gradiente de temperatura de modo mais lento, pode prevenir o surgimento de danos na bainha de cimento evitando manobras de recimenta??o. Tal procedimento se mostrou eficaz para meios rochosos mais r?gidos bem como para temperaturas alvo mais elevadas. / Exposure of oil wells to extreme conditions has led to numerous integrity issues, even when designed properly. The use of recovery techniques, such as the cyclic steam injection, submits the materials to severe temperature variations, reducing the oil well lifespan; and may lead to failure of the steel casing and cement sheath. The loss of integrity of the cement sheath may lead to leakage of the fluids present in the formation and, in some cases, causing significant environmental and economic damages. In the case of wells subjected to the cyclic steam injection, resistance, flexibility and thermal properties have been identified as the key to the problem. In the present work, thermomechanical analyzes were performed using the finite element method in transient mode. The steel casing, the cement sheath and the formation were modeled using an axisymmetric 2D model with 8-node quadrilateral elements. The mechanical behavior of the cement sheath was analyzed, being three formulations of pastes studied: reference paste and two other paste with latex additives in concentrations of 125 and 250 ml / kg of cement. The influence of the cement sheath thickness and the heating rate were observed as well as six different coefficient values of thermal expansion for cement paste. It was analyzed the temperature gradients of 150 oC, 200 oC, 250 oC, 300 oC and 350 oC, typical temperatures encountered during the steam injection process, as well as between formations with various levels of rigidity. The study revealed that one of the problems of cement sheath integrity due to steam injection is associated with the heating phase of the well and located in the region of the sheath near the formation. It has been found that linking the use of the more flexible and expansive formulation to an extending temperature gradient period application may prevent damage to the cement sheath by avoiding recementing maneuvers. Such a procedure proved to be effective for more rigid rock media as well as for higher target temperatures.

FAPEMIG - Fundação de Amparo a Pesquisa do Estado de Minas Gerais / Petrobrás - Petróleo Brasileiro S.A / Os fluidos de perfuração são substâncias injetadas no poço cuja principal função é trazer à superfície os cascalhos de rocha produzidos durante a perfuração. A separação e a reutilização do fluido de perfuração são de suma importância para que se atenda às exigências da legislação ambiental em relação ao descarte de resíduos. Além disso, é imprescindível a recuperação do fluido utilizado por questões de redução de custos da etapa de perfuração. O objetivo do presente estudo foi desenvolver um modelo matemático para a separação entre cascalho e fluido de perfuração por peneiras vibratórias com base nos princípios da dinâmica newtoniana e da lei de conservação de massa. Para tanto a tela da peneira foi considerada um leito empacotado de espessura muito fina e com inclinação ascendente. Correlações para a queda de pressão foram analisadas e uma nova correlação foi proposta com base em metodologias indicadas na literatura. O comportamento do fluido foi avaliado para a variação nos seguintes parâmetros: viscosidade plástica, tensão limite de escoamento, coeficiente de escoamento, inclinação da tela e força-g. O modelo não se mostrou sensível a variações na tensão limite de escoamento do fluido. Os demais parâmetros mostraram significativa influência sobre o comprimento de tela molhada. Os resultados obtidos estão de acordo com o relatado pela literatura e mostram que o modelo desenvolvido é adequado para a descrição do processo de peneiramento vibratório. / Drilling fluids are substances injected into the well whose main function is to suspend drilled solids, remove them from the well bore and release them at the surface. Separation and reuse of drilling fluids is of great importance to fulfill the requirements of environmental legislation regarding waste disposal. In addition, it is essential to recover the drilling fluid in order to reduce costs of the drilling process. The objective of the present study was to develop a mathematical model based on the principles of Newtonian dynamics and the law of mass conservation for the process of removal of drilled cuttings from drilling fluid using vibrating screens. For this purpose, the sieve screen was considered to be a very thin packed bed and tilted upward. Pressure drop correlations were analyzed and a new correlation was proposed based on methodologies indicated in the literature. The behavior of the fluid was evaluated for the variation in the following parameters: plastic viscosity, yield stress, flow coefficient, tilt of the screen and g factor. The model was not sensitive to variations in the yield stress of the fluid while other parameters showed a significant influence on wet screen length. Obtained results are in agreement with the reported ones in the literature and show that the developed model is suitable for the description of the process of vibrating screening. / Dissertação (Mestrado)

ANP; FINEP; CAPES; PETROBRAS; MCTI; / Apresentam-se neste trabalho abordagens de solução para a etapa de planejamento do transporte otimizado em uma rede dutoviária real de derivados claros de petróleo. O modelo proposto é o bloco de entrada de uma estrutura de otimização que auxilia no scheduling do transporte de derivados claros de petróleo (derivados de alto valor agregado). A rede dutoviária em questão é composta por 14 áreas (4 refinarias, 2 portos, 6 terminais de distribuição e 2 clientes finais) e 30 dutos bidirecionais interligam essas áreas transportando mais de 35 derivados claros de petróleo. O problema tratado é complexo, portanto utiliza-se da estratégia de decomposição, inicialmente proposta por Boschetto et al. (2010), baseada na integração de diferentes módulos compostos por modelos de Programação Linear Inteira Mista (PLIM) e heurísticas. Essa integração é capaz de resolver o problema proposto, considerando as características particulares da rede. Em síntese, dentre os blocos (módulos) presentes na estratégia, estão os de: (i) planejamento, (ii) Alocação e Sequenciamento; e (iii) Temporização. Soluções são obtidas em tempo computacional reduzido (segundos a poucos minutos) para cenários reais da rede em estudo. Este trabalho é uma evolução do modelo PLIM introduzido por Magatão et al. (2012), levando em conta novas características operacionais, e objetiva detalhar o modelo de planejamento que é responsável pela determinação dos volumes totais que serão movimentados na rede e as rotas que serão utilizadas no transporte. Adicionalmente, faz-se a separação do novo modelo proposto em fases distintas para o estudo do controle das influências e prioridades das variáveis envolvidas no escopo do modelo de planejamento e os reflexos na solução completa do scheduling. Assim, nomeiam-se as duas abordagens propostas de: abordagem em 1 fase e abordagem em 3 fases. O modelo PLIM de planejamento proposto com abordagem temporal contínua toma decisões globais a um nível tático considerando características operacionais para um horizonte de 30 dias. Objetiva-se o balanço de inventário otimizado considerando operações de reversão dos dutos, interfaces entre produtos, operação pulmão/estocagem intermediária, manutenção de tanques (tratamento multíperiodo), degradação, entre outras. As abordagens são comparadas e resultados como a redução do tempo computacional, menores violações de estoque ao final do scheduling e diminuição de operações de reversão são apresentados. / Solution approaches for the planning module of the optimized scheduling of a real-world pipeline network to transport light oil derivatives are presented in this work. The proposed model is the input block of a decomposition strategy which aids the scheduling of products (derivatives with high earned value) transportation. The referred network is composed of 14 areas (4 refinaries, 2 harbors, 2 final clients and 6 depots) and 30 bidirectional pipelines which interconnect those areas transporting more than 35 light oil derivatives. The related problem is complex, thus the proposed model is part of a decomposition strategy, formerly proposed by Boschetto et al. (2010), based on the integration of distinct modules composed of Mixed Integer Linear Programming (MILP) models and heuristics. This integration is able to solve the aforementioned problem, considering all the particular network characteristics. Briefly, among the developed modules are the: (i) Planning, (ii) Assignment and Sequencing and (iii) Timing blocks. Solutions are obtained in a reduced computational time (seconds to few minutes) for real scenarios. This work is an improvement of the MILP model introduced by Magatão et al. (2012), considering new operational characteristics, and it aims to detail the Planning Model which is responsible for determining total volumes that will be transported in the network and the routes that will be required for this transport. Additionally, a division of the new proposed model in distinct stages is made to investigate the control and influence of each variable in both planning and scheduling solution scopes. Therefore, the proposed approaches are defined here as the single-phase approach and the three-phase approach. The continuous-time MILP model gives global decisions at a tactical level taking into account operational characteristics for a 30-day programming horizon. It is intended to reach an optimized mass balance considering operations such as: pipeline reverse flow, contamination between products, surge operation/temporary stock, tank maintenance and degradations. The approaches are compared and results such as computational time reduction, lower inventory violations at the end of the scheduling and fewer pipeline reverse flow operations are presented.

Made available in DSpace on 2014-12-17T14:08:32Z (GMT). No. of bitstreams: 1 RicardoWO.pdf: 3213751 bytes, checksum: 8d8983eff6f68357e2e660b4041a5b84 (MD5) Previous issue date: 2009-03-19 / Coordena??o de Aperfei?oamento de Pessoal de N?vel Superior / In the present study we elaborated algorithms by using concepts from percolation theory which analyze the connectivity conditions in geological models of petroleum reservoirs. From the petrophysical parameters such as permeability, porosity, transmittivity and others, which may be generated by any statistical process, it is possible to determine the portion of the model with more connected cells, what the interconnected wells are, and the critical path between injector and source wells. This allows to classify the reservoir according to the modeled petrophysical parameters. This also make it possible to determine the percentage of the reservoir to which each well is connected. Generally, the connected regions and the respective minima and/or maxima in the occurrence of the petrophysical parameters studied constitute a good manner to characterize a reservoir volumetrically. Therefore, the algorithms allow to optimize the positioning of wells, offering a preview of the general conditions of the given model s connectivity. The intent is not to evaluate geological models, but to show how to interpret the deposits, how their petrophysical characteristics are spatially distributed, and how the connections between the several parts of the system are resolved, showing their critical paths and backbones. The execution of these algorithms allows us to know the properties of the model s connectivity before the work on reservoir flux simulation is started / No presente estudo foram elaborados algoritmos, utilizando conceitos da teoria da percola??o, que analisam as condi??es de conectividade em modelos geol?gicos elaborados para reservat?rios de petr?leo. A partir de seus par?metros petrof?sicos, tais como: permeabilidade, porosidade, transmissibilidade e outros, gerados por qualquer processo estat?stico, ? poss?vel conhecer qual a por??o do modelo onde ocorre o maior n?mero de c?lulas conectadas, quais s?o os po?os que est?o conectados entre si e qual o caminho m?nimo entre injetores e produtores. Permitindo, assim, classificar o reservat?rio segundo os par?metros petrof?sicos modelados. Podendo determinar, tamb?m, qual a porcentagem do reservat?rio a que cada po?o est? conectado. De uma forma geral, as regi?es conectadas e os respectivos m?nimos e/ou m?ximos da ocorr?ncia dos par?metros petrof?sicos estudados, constituem uma boa forma de caracterizar volumetricamente um reservat?rio. Os algoritmos permitem, ent?o, otimizar o posicionamento de loca??es de po?os oferecendo uma vis?o antecipada das condi??es gerais da conectividade de um determinado modelo. A inten??o n?o ? avaliar modelos geol?gicos, mas mostrar como as jazidas s?o interpretadas, como suas caracter?sticas petrof?sicas se distribuem espacialmente e como as conex?es entre as diversas partes do sistema s?o resolvidas, mostrando seus caminhos cr?ticos e backbones . A execu??o desses algoritmos permite que as caracter?sticas relativas ? conectividade do modelo sejam conhecidas mesmo antes de se iniciar o trabalho de simula??o de fluxo do reservat?rio

Made available in DSpace on 2014-12-17T14:08:50Z (GMT). No. of bitstreams: 1 PauloRMP_capa_ate_pag32.pdf: 5057325 bytes, checksum: bf8da0b02ad06ee116c93344fb67e976 (MD5) Previous issue date: 2012-02-06 / Originally aimed at operational objectives, the continuous measurement of well bottomhole pressure and temperature, recorded by permanent downhole gauges (PDG), finds vast applicability in reservoir management. It contributes for the monitoring of well performance and makes it possible to estimate reservoir parameters on the long term. However, notwithstanding its unquestionable value, data from PDG is characterized by a large noise content. Moreover, the presence of outliers within valid signal measurements seems to be a major problem as well. In this work, the initial treatment of PDG signals is addressed, based on curve smoothing, self-organizing maps and the discrete wavelet transform. Additionally, a system based on the coupling of fuzzy clustering with feed-forward neural networks is proposed for transient detection. The obtained results were considered quite satisfactory for offshore wells and matched real requisites for utilization / Originalmente voltadas ao monitoramento da opera??o, as medi??es cont?nuas de press?o e temperatura no fundo de po?o, realizadas atrav?s de PDGs (do ingl?s, Permanent Downhole Gauges), encontram vasta aplicabilidade no gerenciamento de reservat?rios. Para tanto, permitem o monitoramento do desempenho de po?os e a estimativa de par?metros de reservat?rios no longo prazo. Contudo, a despeito de sua inquestion?vel utilidade, os dados adquiridos de PDG apresentam grande conte?do de ru?do. Outro aspecto igualmente desfavor?vel reside na ocorr?ncia de valores esp?rios (outliers) imersos entre as medidas registradas pelo PDG. O presente trabalho aborda o tratamento inicial de sinais de press?o e temperatura, mediante t?cnicas de suaviza??o, mapas auto-organiz?veis e transformada wavelet discreta. Ademais, prop?e-se um sistema de detec??o de transientes relevantes para an?lise no longo hist?rico de registros, baseado no acoplamento entre clusteriza??o fuzzy e redes neurais feed-forward. Os resultados alcan?ados mostraram-se de todo satisfat?rios para po?os marinhos, atendendo a requisitos reais de utiliza??o dos sinais registrados por PDGs

Made available in DSpace on 2014-12-17T14:08:54Z (GMT). No. of bitstreams: 1 HumbertoSC_DISSERT.pdf: 7792135 bytes, checksum: 5204c60825f60e9f74c5f24e46e8aa4e (MD5) Previous issue date: 2013-07-29 / Nearly 3 x 1011 m3 of medium and light oils will remain in reservoirs worldwide after conventional recovery methods have been exhausted and much of this volume would be recovered by Enhanced Oil Recovery (EOR) methods. The in-situ combustion (ISC) is an EOR method in which an oxygen-containing gas is injected into a reservoir where it reacts with the crude oil to create a high-temperature combustion front that is propagated through the reservoir. The High Pressure Air Injection (HPAI) method is a particular denomination of the air injection process applied in light oil reservoirs, for which the combustion reactions are dominant between 150 and 300?C and the generation of flue gas is the main factor to the oil displacement. A simulation model of a homogeneous reservoir was built to study, which was initially undergone to primary production, for 3 years, next by a waterflooding process for 21 more years. At this point, with the mature condition established into the reservoir, three variations of this model were selected, according to the recovery factors (RF) reached, for study the in-situ combustion (HPAI) technique. Next to this, a sensitivity analysis on the RF of characteristic operational parameters of the method was carried out: air injection rate per well, oxygen concentration into the injected gas, patterns of air injection and wells perforations configuration. This analysis, for 10 more years of production time, was performed with assistance of the central composite design. The reservoir behavior and the impacts of chemical reactions parameters and of reservoir particularities on the RF were also evaluated. An economic analysis and a study to maximize the RF of the process were also carried out. The simulation runs were performed in the simulator of thermal processes in reservoirs STARS (Steam, Thermal, and Advanced Processes Reservoir Simulator) from CMG (Computer Modelling Group). The results showed the incremental RF were small and the net present value (NPV) is affected by high initial investments to compress the air. It was noticed that the adoption of high oxygen concentration into the injected gas and of the five spot pattern tends to improve the RF, and the wells perforations configuration has more influence with the increase of the oil thickness. Simulated cases relating to the reservoir particularities showed that smaller residual oil saturations to gas lead to greater RF and the presence of heterogeneities results in important variations on the RF and on the production curves / Aproximadamente 3 x 1011 m3 de ?leos m?dios e leves restar?o nos reservat?rios ao redor do mundo ap?s a aplica??o dos m?todos convencionais de recupera??o e grande parte desse volume seria recuper?vel com o uso de m?todos especiais. A combust?o in-situ (CIS) ? um m?todo de recupera??o avan?ada de petr?leo no qual um g?s que cont?m oxig?nio ? injetado no reservat?rio onde reage com o ?leo cru para criar uma frente de combust?o de alta temperatura que se propaga pelo reservat?rio. O m?todo HPAI (High Pressure Air Injection) ? uma denomina??o particular do processo de inje??o de ar aplicado em reservat?rios de ?leos leves, onde as rea??es de combust?o s?o dominantes entre 150 e 300?C e a gera??o de flue gas ? o principal fator de deslocamento do ?leo. Um modelo de simula??o de fluxo de um reservat?rio homog?neo foi constru?do para o estudo, o qual foi inicialmente submetido ? produ??o prim?ria, por 3 anos, e em seguida, ao processo de inje??o de ?gua por mais 21 anos. Nesse ponto, com a condi??o madura estabelecida no reservat?rio, foram selecionadas tr?s varia??es desse modelo, de acordo com o fator de recupera??o (FR) obtido, para o estudo da t?cnica de combust?o in-situ (HPAI). Em seguida realizou-se uma an?lise de sensibilidade sobre o FR de par?metros operacionais pr?prios do m?todo: vaz?o de inje??o de ar por po?o, concentra??o de oxig?nio no g?s injetado, esquema de inje??o de ar e configura??o dos canhoneados dos po?os. Essa an?lise, para um per?odo adicional de at? 10 anos produ??o, foi efetuada com o aux?lio da t?cnica de planejamento composto central. O comportamento do reservat?rio e os impactos de par?metros envolvendo as rea??es qu?micas e de particularidades de reservat?rio sobre o FR tamb?m foram avaliados. Adicionalmente foram elaborados uma an?lise econ?mica e um estudo de maximiza??o do FR do processo. As simula??es foram realizadas com o simulador de processos t?rmicos em reservat?rios STARS (Steam, Thermal and Advanced Process Reservoir Simulation) da CMG (Computer Modelling Group). Os resultados mostraram que os FR incrementais foram baixos e que o valor presente l?quido (VPL) ? impactado negativamente pelos elevados investimentos iniciais para compress?o do ar. Observou-se que a ado??o de maiores concentra??es de oxig?nio no g?s injetado e do esquema de inje??o de ar tipo five spot tende a favorecer o FR, e que a configura??o dos canhoneados dos po?os apresenta influ?ncia crescente com o aumento da espessura porosa com ?leo do reservat?rio. Casos simulados referentes ?s particularidades de reservat?rio indicaram que menores satura??es residuais de ?leo ao g?s levam a FR maiores e que a exist?ncia de heterogeneidades resulta em varia??es consider?veis nos FR e nas curvas de produ??o