Dissertação (mestrado) - Universidade Federal de Santa Catarina, Centro Tecnológico, Programa de Pós-Graduação em Engenharia de Automação e Sistemas, Florianópolis, 2012 / Made available in DSpace on 2013-06-25T23:40:56Z (GMT). No. of bitstreams: 1 313281.pdf: 3136817 bytes, checksum: fec9018b2cb42619f9b9ce84247bff4a (MD5) / Apresentam-se neste trabalho o desenvolvimento e a implementação de sistemas de monitoramento e validação de sensores de poços de petróleo, utilizando técnicas de aprendizado de máquina para a construção de modelos empíricos baseados em histórico de dados. Tais sistemas são fundamentados na redundância analítica dos sensores e o foco principal é a detecção de possíveis desvios nas leituras realizadas por esses dispositivos. Basicamente, o processo de validação é composto por três etapas: a predição das atuais leituras de sensores a partir de seus históricos de dados, a comparação entre as predições geradas e as correspondentes leituras dos sensores e, finalmente, a detecção de mudanças estatísticas nas propriedades dos resultados dessa comparação. Para verificar a aplicabilidade dos sistemas desenvolvidos, são realizados ensaios com diferentes conjuntos de dados: um conjunto de dados gerado a partir da simulação do modelo de um poço de petróleo e um conjunto de dados coletados de sensores de um poço real. De acordo com os resultados obtidos e as métricas de desempenho adotadas, o emprego de modelos empíricos baseados em histórico para a validação de sensores de poços de petróleo é promissor.<br> / Abstract : This work demonstrates the development and implementation of monitoring and validation systems for oil well sensors, using machine learning techniques to build data-drivenmodels of the behaviour of correlated sensors. These systems are based on the analytical redundancy of the sensors and the main objective is the calibration drift detection and isolation. Basically, the validation process is composed of three steps: the prediction of the sensors values given by the data-driven models, the comparison between the prediction and the actual sensor value, generating residuals, and, finally, the detection of abnormal changes in the statistical properties of the residuals. To verify the applicability of the developed systems, tests with two different datasets are performed: one dataset generated by the simulation of an oil well model and one dataset collected from sensors of a real oil well. Considering the obtained results and the performance metrics adopted, the use of data-driven models for validation of oil well sensors is promising.

Orientador: Denis José Schiozer / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-16T18:36:54Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Rebeschini_Jordani_M.pdf: 2588366 bytes, checksum: a02603674e4fb6d70407b280d621d7ec (MD5) Previous issue date: 2010 / Resumo: A principal tarefa da engenharia de reservatórios é otimizar o desempenho de campos produtores de petróleo onde a preocupação com o gerenciamento de água está cada vez mais em foco. Neste escopo, problemas relacionados a formações de incrustações inorgânicas e produção de fluidos corrosivos (H2S e CO2) merecem destaque. Os grandes volumes de aditivos químicos requeridos para proteger o intervalo de produção dos poços e a dificuldade para injetá-los de forma mais efetiva, tornam mais pronunciada a necessidade de modelar estratégias para tratamentos de incrustação inorgânica no reservatório ou poços de petróleo. Produtos químicos baseados em ácidos aminopolicarboxílicos, como o ácido dietileno triamino pentaacético (DTPA) e etileno diamino tetraacético (EDTA), são comuns em formulações para dissolver o sulfato de bário. O DTPA é um dos mais efetivos quelantes para a barita. Estes agentes quelantes devem ser usados em pH em torno de 12 e um catalisador deve ser adicionado na formulação. Além disso, estes aditivos químicos apresentam baixa biodegradabilidade e toxicidade considerável. O presente trabalho apresenta testes laboratoriais visando avaliar o desempenho de aditivos químicos, principalmente diésteres, como aditivos químicos capazes de dissolver incrustação inorgânica de sulfato de bário em pH próximo a 7, realizando testes comparativos com o sal do DTPA (DTPA pentassódico), e apresentando ponderações relacionadas ao desempenho e aplicação dos mesmos. Estratégias de remoção da incrustação inorgânica nas proximidades de um poço produtor de petróleo são avaliadas com auxílio de simulação numérica de fluxo / Abstract: The main objective of reservoir engineers is to optimize petroleum. Nowadays, problems related to scale troubleshooting, corrosion (souring, H2S, and carbon dioxide, CO2) should be prevented in the beginning of the production activities. The large volumes of chemical additives which may be required to protect the producing interval of the wellbore combined with the difficulty of placing it where is the most effective, makes the need to model strategies to scale treatments in the reservoir or producer wells. Chemicals products relied on aminopolycarboxlyic acids (chelating agents), as ethylenediaminetetra acetic (EDTA) and diethylenetriaminepenta acetic (DTPA) are typical barium sulphate dissolvers. Chemicals based on DTPA are one of the most effective barium sulphate dissolvers. These chelating agents should be used at pH about 12 and suitable catalyst should be included in the formulation. Otherwise, these chemistries suffer with poor biodegradation and its toxicity that should be taken into account as well. By performing laboratory experiments, this work demonstrates how chemical additives, mainly diesters, might be considered barium sulphate dissolver, making comparison with chemicals based on DTPA. The results show that the diester can be used as a barium dissolver under specific conditions. A numerical simulation study was carried out also in order to evaluate the mitigation impact in terms of oil production / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Celso Kazuyuki Morooka / Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica, Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-08-06T00:42:24Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Miura_Kazuo_D.pdf: 13843759 bytes, checksum: 10acd78de80d76d8bb33def98b500693 (MD5) Previous issue date: 2004 / Resumo: Uma das atribuições da engenharia de poço é a de garantir a segurança operacional na construção e reparo de poço de petróleo. Mas devido à falta de uma definição clara e contextualizada da dimensão "segurança", é dificil verificar em qual grau ela se encontra, considerando-se uma determinada intervenção. Através da extensa pesquisa nas entidades reguladoras e na própria indústria de petróleo, foi verificado como este assunto está sendo abordado em termos mundiais. Constatou-se que, de modo geral, as recomendações abordam o aspecto de remediar ocorrências anormais, isto é, a mitigação da conseqüência. Nesta tese, o assunto "segurança operacional na construção e reparo de poço marítimo" é abordado sob a ótica de planejamento, onde é proposta uma metodologia composta de três métodos complementares entre si. Em primeiro lugar, se propõe um método para mapear os perigos do contexto escolhido. O segundo método propõe o uso de ontologia para criar e manter uma base estatística para a mitigação de riscos intra-operacionais. E por último se propõe um método para quantificar o grau de segurança do poço entre duas operações consecutivas. Desta maneira, a metodologia propõe uma ambientação aos perigos locais, uso de experiência passada para a mitigação de riscos operacionais e um método expedito de quantificação do grau de segurança durante a execução da intervenção / Abstract: A major concem of the Oil & Gas well construction is the safety issue, but due to the lack of a c1ear and customized definition of the term "safety" for well construction, it is difficult to verifY safety leveI considered in any intervention. Through the extensive research on regulation entities and Oil & Gas industry itself, it was verified how the well construction safety issue are addressed, worldwide. It was figured out that most of the recommendations on the well safety stands around corrective actions of abnormal occurrence. Approaching this problem at the planning leveI, a methodology composed of three complementary methods is proposed. The first one proposes a method to map the hazards of the chosen context. The second method proposes the use of ontology to create and to maintain a statistical base to mitigate the intra-operational risks. And the last one proposes a method to quantifY the safety leveI of the well between two consecutive operations. In this way, the methodology proposes a familiarization to the local hazards, use of past experience to mitigate operational risks and an expedite method to quantifY the safety leveI during the execution of the intervention / Doutorado / Doutor em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Denis Jose Schiozer / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-21T02:05:33Z (GMT). No. of bitstreams: 1 CadenaTorrico_JoseRamiro_M.pdf: 925185 bytes, checksum: fbfdb9dd063f44375c69ff742610db93 (MD5) Previous issue date: 1995 / Mestrado

Orientadores: Ivan de Araujo Simões Filho e Armando Zaupa Remacre / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-07-22T09:03:18Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Castro_JonasQueirozde_M.pdf: 6999313 bytes, checksum: 801e44abe5b7e8e81b7b73ba5bd4815c (MD5) Previous issue date: 1996 / Resumo: A integração dos atributos sísmicos à descrição dos reservatórios de hidro-carbonetos é fundamental para uma melhor caracterização das heterogeneidades existentes. Neste estudo são avaliadas as relações entre diversos atributos sísmicos e propriedades pe-trofísicas de um reservatório siliciclástico.O reservatório avaliado é formado por arenitos turbidíticos intercalados com ca-madas de folhelhos, margas e calcilutitos, sendo que a presença de níveis intensamente ci-mentados constitui-se na principal heterogeneidade presente. Utilizando modelos cujas velocidades foram obtidas a partir das informações dos poços e análises petrofísicas, foram calculados 10 atributos sísmicos a partir. dos sismogramas sintéticos, que apresentaram boa correlação com as espessuras de rocha não-reservatório e de rocha reservatório dos modelos. A partir de dados sísmicos reais foram calculados 17 atributos sísmicos, 5 dos quais (amplitude absoluta média, envelope das amplitudes, média do envelope das ampli-tude, média do valor absoluto das calhas de amplitude, valor máximo de calha de amplitude) se correlacionaram com a espessura de rocha não-reservatório, e apenas um (half-energy time) com a espessura de rocha reservatório, obtidas nos poços existentes. Através da krigagem com deriva externa foram estimados os valores da espessura de rocha reservatório e de rocha não-reservatório utilizando as relações obtidas com 6 atri-butos sísmicos reais. As incertezas associadas às estimativas foram quantificadas através da simulação estocástica condicional, o que permitiu a geração de mapas de risco. Estes mapas possibilitaram uma melhor compreensão da distribuição espacial das camadas de rocha reservatório e não-reservatório / Abstract: The integration of seismic attributes to the reservoir characterization can sig-nificant1y improve the spatial description of reservoir heterogeneties. This work aims at the investigations of the relationships among seismic attributes and petrophysical properties of a siliciclastic reservoir. The studied reservoir has a turbidict nature, with an alternance of sandstone and non-reservoir facies. The main heterogeneity consists of strongly cemented layers inside the sandstones. Using velocity models based on log data together with petrophysical analysis, ten seismic attributes were computed from synthetic seismograms. These attributes showed good statistical relationships with non-reservoir and reservoir facies thickness. Seventeen seismic attributes were computed from real seismic data, and tive of them (average absolute amplitude; reflection strength, average reflection strength, maximum trough amplitude; average absolute trough) showed a good correlation with the non-reservoir facies thickness, while only one (half-energy time) correlated well with reservoir facies thick-ness. These attributes were used to constrain reservoir properties estimates through kriging with external drift. Stochastic simulation was then applied to quantify the estima-tion uncertainities. The generated risk maps enabled a more accurate understanding of the non-reservoir and reservoir facies spatial distribution / Mestrado / Mestre em Geoengenharia de Reservatorios

Orientadores: Alvaro Marcello Marco Peres, Antonio Claudio de França Correa / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-23T14:45:24Z (GMT). No. of bitstreams: 1 SpinelliJunior_VicenteDias_M.pdf: 13914476 bytes, checksum: 4eb4f01869aa848b960b01b1648b7ca0 (MD5) Previous issue date: 1997 / Resumo: Os métodos existentes para a análise de testes em poços não surgentes pressupõem fluxo monofásico. Este trabalho investiga os efeitos do fluxo bifásico óleo-água na análise de testes deste tipo. O estudo baseia-se em um simulador numérico radial, totalmente implícito, que acopla modelos para o fluxo isotérmico bifásico óleo-água no poço e reservatório. O modelo de poço reproduz a condição de contorno interna de um poço não surgente não considerando os efeitos inerciais e de fricção. Duas situações que resultam em fluxo bifásico óleo-água em um teste são analisadas: (1) perfil de saturação inicial de água uniforme no reservatório e superior à saturação de água crítica, e (2) presença de uma região de maior saturação de água próxima ao poço. O comportamento no tempo e no espaço de importantes variáveis, tais como, saturação de água, mobilidade total, fluxo fracionário, fator de película aparente, é mostrado para os casos simulados. Comparações entre as respostas bifásicas no fluxo e estática e as respectivas soluções analíticas monofásicas são realizadas. Alguns métodos monofásicos de interpretação são aplicados aos casos simulados e as respostas comparadas aos dados de entrada do simulador. As principais conclusões são: (1) os métodos monofásicos podem ser usados para analisar a resposta bifásica de um poço não surgente, desde que a saturação inicial no reservatório seja constante e, (2) quando existe uma pequena a média zona de invasão próxima ao poço, a interpretação do período da estática por métodos monofásicos resulta em uma boa estimativa da mobilidade total da zona não invadida. O valor do fator de película calculado pelo período de estática tem uma parcela aparente, que representa a queda de pressão adicional provocada pela existência de uma zona de mobilidade alterada próxima ao poço no instante do fechamento. A mobilidade total e o fator de película calculados a partir da interpretação do período de fluxo podem não ser representativas das propriedades da zona não invadida / Abstract: Existing methods for the analysis of Slug Tests and DrillStem Tests (DST's) are based on single-phase flow theory. This work considers the effects of the water-oil two-phase flow on the analysis of these kind of tests. This study is based on a fully implicit radial numerical model, which couples the wellbore and reservoir equations for isothermal water-oil two-phase flow. The wellbore model reflects the Slug and DST's inner boundary conditions for cases where inertial and frictional effects are assumed to be negligible. Two situations that result in oil-water flow in a test are considered: (1) initial water saturation profile over the whole reservoir is uniform and above connate water saturation value, and (2) presence of a region of higher water saturation next to the wellbore. The behavior in time and space of important variables such as water saturation, total mobility, fractional flow, apparent skin, is shown for different cases. Simulator results, for both flow and buildup periods, are compared to available single-flow analytical solutions. A few single-flow analysis procedures are applied to synthetic data and compared to the input data values. The main conclusions of this work are: (1) single-phase methods can be used to analyze oil-water slug and buildup data, provided the initial saturation profile is uniform, and (2) when a small to medium invasion zone exists next to the wellbore, single phase analysis methods applied to buildup data give a reliable total mobility estimate of the uninvaded zone. Skin factors calculated from buildup data have an apparent part, which represents an additional pressure drop due to the zone of altered mobility next to the wellbore at the moment of shut-in. Total mobility and skin factor estimates calculated from the flow period may not represent the properties of the uninvaded zone / Mestrado / Mestre em Engenharia de Petróleo

Orientador: Denis J. Schiozer / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-28T12:55:58Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Mezzomo_CristinaCledia_M.pdf: 1491987 bytes, checksum: 81792c9c86ca0be6153b06b02109d913 (MD5) Previous issue date: 2001 / Mestrado

Orientador: Denis José Schiozer / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-23T18:49:30Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Teixeira_GuilhermeNascimentoRodrigues_M.pdf: 5330624 bytes, checksum: 05bfb1e1e9cd9bb8c8c69e3e8ddc0eac (MD5) Previous issue date: 2013 / Resumo: O processamento submarino é considerado uma tecnologia potencial para antecipar a produção de campos localizados em águas profundas e reduzir, em alguns casos, os custos associados às instalações de superfície. Ele pode ser definido como qualquer tratamento dado ao fluido produzido no leito submarino. Dentre as tecnologias disponíveis, a Separação Submarina Gás- Líquido (SSGL) atualmente é a mais avançada para aplicações em águas profundas. A maneira mais recomendada para quantificar as vantagens de longo prazo dessas tecnologias é através da Modelagem Integrada da Produção (MIP), uma abordagem que integra a simulação de reservatórios com o sistema de produção do campo. A motivação do presente trabalho surgiu da necessidade de quantificar o incremento de produção de óleo a ser obtido pelas tecnologias de processamento submarino. O objetivo é utilizar a MIP para comparar a produção de um reservatório através de duas tecnologias de elevação artificial: SSGL e Gas Lift Contínuo (GLC). A comparação entre o SSGL e o GLC foi realizada em dois estudos de casos. No primeiro, utilizou-se um modelo homogêneo para que a comparação se restringisse apenas aos métodos de elevação. No segundo caso, um modelo sintético heterogêneo, construído a partir de dados reais, foi utilizado para comparar os métodos numa situação próxima à real. Os resultados mostraram a capacidade da tecnologia SSGL em antecipar a produção de óleo, através da redução da contrapressão e pelo aumento da queda de pressão no poço, conhecida como drawdown. Além disso, a manutenção da pressão do reservatório se mostrou um elemento chave para a tecnologia SSGL. A combinação das tecnologias (SSGL + GLC) mostrou ser uma boa opção para incrementar a produção de óleo durante um período de revitalização do campo. O SSGL foi capaz de produzir o mesmo volume de óleo que o GLC utilizando um diâmetro de coluna e linha de produção menor. Por fim, a MIP mostrou ser flexível para permitir simular casos com restrições tecnológicas, difíceis de serem consideradas apenas com a simulação de reservatórios / Abstract: Subsea processing is considered a potential technology to increase production in deepwater fields and reduce, in some cases, costs related to surface facilities. It can be defined as any treatment of the produced fluids performed on the seabed. Among the available technologies, Subsea Gas- Liquid Separation (SGLS) is the most advanced for deep water applications. The most recommended way to quantify the long term advantages of this technology is through Integrated Production Modeling (IPM), which integrates reservoir and surface facilities models into a single model. The motivation of the present work is the need to quantify the incremental oil recovery that might be achieved through subsea processing. The objective is to compare the production of a reservoir through two artificial lift methods: SGLS and Continuous Gas Lift (CGL). The comparison between SGLS and CGL was performed in two case studies. In the first one, a homogeneous reservoir model was used, so the comparison was focused on the artificial lift technologies. In the second case, a heterogeneous reservoir model, built with real data, was used to compare both methods in a more realistic reservoir scenario. The results showed the capability of anticipating production by the reduction of the backpressure and the increase of the drawdown through SGLS. Besides, reservoir pressure maintenance appeared as key element for this technology. A combination of the technologies (SGLS + CGL) was found to be a good option to increase oil production during the revitalization phase of the field. SGLS was able to produce the same volume of oil obtained with CGL using a smaller tubing and production diameter. IPM showed a more flexible option to simulate scenarios with technological constraints, capturing effects that are difficult to be caught using only reservoir simulation / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientadores: Celso Kazuyuki Morooka, Jose Ricardo Pelaquim Mendes / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica, Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-08-03T22:12:24Z (GMT). No. of bitstreams: 1 RamirezPerdomo_PaulRichard_M.pdf: 2028768 bytes, checksum: 3a72fac485d4ce5e10f1a30c59d36fe0 (MD5) Previous issue date: 2003 / Resumo: Na etapa de planejamento da perfuração de um poço de petróleo a seleção da profundidade de assentamento da sapata é uma das tarefas mais importantes. As novas descobertas de reservatórios localizados em lâminas d¿águas profundas trazem consigo mais desafios operacionais e tecnológicos. Neste contexto, é importante conhecer as propriedades das formações a serem furadas a fim de fazer a correta seleção da profundidade da sapata. É preciso, por tanto, conhecer as incertezas associadas às ditas propriedades ou variáveis com o intuito de avaliar o risco assumido na seleção da profundidade de assentamento da sapata. Com os resultados obtidos no presente trabalho foi possível avaliar o risco envolvido na seleção da profundidade de assentamento / Abstract: One of the most important steps in the well drilling planning stage is the casing setting depth. More operational and technological challenges come associated with the news discoveries of petroleum reservoirs located in deep water. In this scenario, it is important to know the formation properties in order to make the best casing setting depth. However, it is important to know the uncertainties linked to these properties or variables and quantify them, so the risk can be evaluated in the selection of the casing setting depth. In the present work it was possible to calculate the risk involved in that selection / Mestrado / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Jose Tomaz Vieira Pereira / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-14T00:41:18Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Candido_SergioFonseca_M.pdf: 5266790 bytes, checksum: f90669ad06c10f3bee62b2f7e63f4535 (MD5) Previous issue date: 1989 / Resumo: Com a descoberta de petróleo no subsolo marinho, em áreas de grandes lâminas d'água, tem-se buscado a melhor alternativa técnico-econômica para a sua produção e escoamento. Este trabalho, voltado inteiramente aos sistemas de produção para águas profundas, apresenta o dimensionamento das linhas de produção, aporita a elevação pneumática como a melhor alternativa para elevação artificial e sugere um método que conta apenas com uma válvula de orifício (operadora), aumentando a confiabilidade do sistema e minimizando os custos com sondas e perdas de produção. Para melhor esclarecer seus objetivos e resultados, o trabalho apresenta ainda o projeto aplicado a um poço-tipo, representativo dos campos de Albacora e Marlim (Bacia de Campos, RJ) / Abstract: Due to oil discoveries in deep waters there is a continuous search for the best conomical technical alternative to produce it. This work was concerned with oil production systems for deep waters and selected gas-lift as the best alternative for artificial lift, suggesting a method with only one orifice gaslift valve with this method the system's reliability increases, minimizing workover rig's costs and production losses. Flowline design is also presented. The proposed method was presented with field data from a Albacora/Marlim well design / Mestrado / Mestre em Engenharia de Petróleo