Dissertação (mestrado) - Universidade Federal de Santa Catarina, Centro Tecnológico, Programa de Pós-Graduação em Engenharia Química, Florianópolis, 2010 / Made available in DSpace on 2012-10-25T07:27:43Z (GMT). No. of bitstreams: 1 279959.pdf: 4652319 bytes, checksum: 9ce7ec58078ff76b0f9d387b40b95291 (MD5) / Neste trabalho aplicou-se um método experimental aqui denominado vibroacústico para detecção de vazamentos em redes de tubulações para aplicações na indústria de petróleo e gás. Para isso, foi construída uma bancada experimental de forma que a mesma pudesse reproduzir adequadamente um vazamento de petróleo ou gás, de acordo com a realidade industrial. Projetou-se uma seção de duto de aço com 2 m de comprimento, 0.1 m de diâmetro interno, com espessura da parede de 5,7 mm e 5 placas com furos de diâmetros: 1 mm, 2 mm, 3 mm, 4 mm e uma fenda de 0,5mm x 30mm, que eram parafusadas sobre uma janela na parede do duto para os ensaios de vazamento. Neste contexto, foram analisados sinais de vibração obtidos de um acelerômetro piezoelétrico sob diferentes condições operacionais de vazamento de ar comprimido, água e óleo de soja. Também foram analisadas vibrações produzidas em situações de não vazamento na seção de duto. Constatou-se que, para os ensaios de vazamento, picos característicos da despressurização foram encontrados no espectro de frequências obtido pela Transformada Discreta de Fourier (TDF) aplicada ao sinal gerado para os três fluidos utilizados. Tais picos não foram observados nos experimentos que consistiram em situações de não vazamento. Estes resultados indicaram que é possível distinguir, no espectro de frequências do sinal, um evento de vazamento de um evento de não vazamento. Outros estudos foram realizados com Redes Neurais Artificiais (RNA`s) que foram treinadas com sinais de vazamento e não vazamento provenientes do acelerômetro piezoelétrico, mostrando resultados relevantes para a aplicação deste método na identificação de vazamentos em redes de dutos. A arquitetura das redes neurais treinadas e validadas é do tipo feedforward multicamadas (multilayer feedforward networks) que utiliza o algoritmo de aprendizado backpropagation (ajusta automaticamente os pesos) na etapa de treinamento. Para a RNA treinada com 40 dados na camada de entrada foi possível detectar 100% dos vazamentos e 97% dos eventos de não vazamento. Portanto, o método aqui introduzido se mostrou promissor para a detecção de vazamentos em dutos de petróleo e gás. / In this work was applied an experimental method vibroacoustic for leak detection in networks of pipes for applications in the oil and gas industry. Thus, was constructed a scale experimental of a pipeline so that it adequately represents a leak of oil or gas, according to the industrial reality. It was designed a section of pipeline steel with 2 m long, 0.1 m inside diameter, with wall thickness of 5.7 mm and 5 plates with diameter holes: 1 mm, 2 mm, 3 mm, 4 mm and a gap of 0.5 mm x 30mm, they were screwed on a window in the wall of the pipe to leak tests. Thus were analyzed the vibration signals obtained from a piezoelectric accelerometer under various operating conditions of an air leakage, of a water and soybean oil. We also analyzed vibration of not leak in the section of pipeline. It was found that for tests of leak, characteristic peaks of the depressurization were found in the frequency spectrum obtained by Discrete Fourier Transform (DFT) applied to the signal generated for the three fluids used. These peaks were not observed in experiments that consisted in simulating of not leak. These results indicated that it is possible to distinguish in the frequencies spectrum of signal an event of a leak of an event not leak. Other studies were performed using Artificial Neural Networks (ANNs) who have been trained with signs of leak and not leak from a piezoeletric accelerometer showing results relevant to the application of this method in the operation of pipeline networks. The architecture of neural networks trained and validated is the type multilayer feedforward (multilayer feedforward networks) using the backpropagation learning algorithm (automatically adjusts the weights) in the training stage. To the trained ANN with 40 data in the input layer was possible to detect 100% of the leaks and 97% of events with no leak. Therefore, the method introduced has shown promising for detecting leaks in oil and gas pipelines.

Dissertação (mestrado) - Universidade Federal de Santa Catarina, Centro Tecnológico, Programa de Pós-Graduação em Engenharia Química, Florianópolis, 2010 / Made available in DSpace on 2012-10-25T14:35:50Z (GMT). No. of bitstreams: 0 / Os crescentes desafios exploratórios enfrentados pela indústria de petróleo exigem o desenvolvimento de novas tecnologias para alcançar maior eficiência na extração de petróleo e gás, contemplando menos tempo ao menor custo possível. No auxílio aos diversos problemas enfrentados pela indústria em geral, está a simulação numérica de processos, capaz de realizar diferentes #ensaios# virtuais, dando respostas capazes de compreender e aperfeiçoar o processo em questão. Com o expressivo desenvolvimento da capacidade dos computadores, a técnica de simulação que mais se desenvolveu nos últimos tempos foi a Dinâmica dos Fluidos Computacional (CFD), onde é possível reproduzir computacionalmente complexos escoamentos de fluidos, envolvendo turbulência, reação, sistema multifásico, etc. Uma lacuna ainda enfrentada nos modernos códigos de CFD é a incapacidade de simular em detalhes sistemas multifásicos envolvendo sistemas granulares, sistemas esses muito comuns em diversos processos da indústria, notadamente no setor de petróleo e gás. O presente trabalho tem como objetivo desenvolver uma nova metodologia para reproduzir numericamente tais escoamentos, abordando outra ferramenta para auxiliar nos cálculos: o Método de Elementos Discretos (DEM), utilizado para realizar a simulação das partículas. Na metodologia adotada, é realizado um acoplamento de uma via entre CFD (cálculo do escoamento do fluido) e DEM (cálculo da trajetória das partículas). Para avaliação e verificação da abordagem proposta, foi utilizado como caso teste nas simulações do presente trabalho o processo de Gravel Packing em poços horizontais, processo utilizado pela Petrobras S.A. para completação de poços em águas profundas e ultraprofundas, e que carece de uma maior compreensão para buscar completações mais eficientes e econômicas. Os resultados mostraram-se muito promissores, sendo possível trabalhar numericamente com o complexo problema da alta concentração de sólidos. Os principais resultados do trabalho mostram uma verificação da altura da onda alfa obtida nos resultados de simulação numérica com dados de simuladores de processo da Petrobras S.A., comprovando a aplicabilidade da abordagem e uma futura utilização para auxílio no dimensionamento da operação de Gravel Packing em poços horizontais. / The increasing exploration challenges, faced by the oil industry, require the development of new technologies to achieve higher efficiency in the extraction of oil and gas, contemplating less time at the lowest possible cost. Numerical simulation of processes exist to help solving several problems faced by industries, and is capable of accomplishing different virtual try-outs, which can provide answers to understand and optimize the process in discussion. With the expressive development of computers capabilities, the simulation field that has been most developed in the last years was the Computational Fluid Dynamics (CFD), where one can computationally reproduce complex fluid flows involving turbulence, reactions, multiphase system, etc. One of the gaps still faced by the modern CFD codes is the incapacity of simulating in details the multiphase systems involving granular solids, which are common in many industry processes, especially in the oil and gas industry. The present paper holds as its objective to develop a new methodology to numerically reproduce granular flows, addressing a different tool to help during the calculation: the socalled Discrete Element Method (DEM), used to perform particles simulation. As an adopted methodology, a coupling between CFD (Fluid Flow Calculation) and DEM (Particle Tracks Calculation) has been performed. To assess and validate the approach proposed, the Gravel Packing process of horizontal wells has been used as a test for the simulations of the present work, which is widely used by Petrobras for contemplating deepwater and ultra-deep water wells and that needs a better comprehension to search more efficient and economical considerations. The obtained results in the present work turned out to be very much promising, which means that it is possible to work numerically with the complex problem of high solids concentration. The main results of this study show a validation of the wave alpha height obtained in numerical simulation within simulators data of Petrobras. The results proved the applicability of the approach and that the CFD-DEM coupling may, in the future, be used to aid in the design operation of Gravel Packing in horizontal wells.

Dissertação (mestrado) - Universidade Federal de Santa Catarina, Centro Tecnológico. Programa de Pós-Graduação em Engenharia de Automação e Sistemas / Made available in DSpace on 2013-06-25T19:15:09Z (GMT). No. of bitstreams: 1 309792.pdf: 1874704 bytes, checksum: 123c0407eefb86ff006b9c244028d7d8 (MD5) / O problema de alocação de gás de injeção com restrições de alinhamento poço-manifold e restrições de pressão no sistema de produção é um problema não linear inteiro-misto de dificuldade considerável. A complexidade deste problema reside na natureza das decisões discretas do alinhamento e nas não linearidades presentes nas curvas de produção dos poços e de queda de pressão nas tubulações. A abordagem de solução utilizada neste trabalho é a reformulação deste problema em programas lineares inteiros-mistos com o uso de ferramentas de linearização por partes para funções multidimensionais. Foram desenvolvidas sete reformulações lineares inteiras-mistas, considerando aproximações por hipercubos e por simplexes. Enquanto a aproximação por hipercubos é mais simples e possui menos variáveis, a aproximação por simplexes possui mais variáveis, mas é mais detalhada. Foi apresentada uma análise computacional destas formulações para um cenário modelado a partir de um sistema de produção sintético construído com uma ferramenta de escoamento multifásico. Para avaliar o desempenho das formulações desenvolvidas, foram considerados cenários com diferentes disponibilidades de gás no compressor e diferentes qualidades de aproximação. Os resultados da análise computacional mostraram que, para as aproximações por hipercubos, o modelo SOS2 teve melhor desempenho na maioria dos cenários. Para as aproximações por simplexes, o modelo Log teve o melhor desempenho dentre os modelos. Considerando ambas aproximações, para um cenário com qualidade de aproximação fina e com uma restrição mais apertada na disponibilidade de gás de injeção, apenas o modelo Log conseguiu obter a solução ótima para o problema. / The problem of allocating lift-gas to oil wells subject to well-manifold routing, and pressure constraints in the production system is a mixed-integer non-linear problem of considerable difficulty. The complexity of this problem rests on the nature of discrete decisions of the routing and the non linearities of the well production curves and pressure drops in the pipelines. The solution approach used in this work is the reformulation of this problem into mixed-integer linear programs with piecewise-linearization tools for multidimensional functions. Seven mixed-integer linear reformulations were developed with hypercube and simplex approximations. While the hypercube approximation is simpler and more compact, the simplex approximation has more variables, but is more accurate. A computational analysis of the application of these formulations to a synthetic production system represented in a multi-flow simulator is presented. In order to evaluate the performance of these formulations, instances with different availability of lift-gas in the compressor and different qualities of approximation were considered. The results of the computational analysis showed that the SOS2 model solved the problem faster in most instances of the hypercube approximation. With simplex approximations, the Log model was faster in all scenarios. Considering both approximations, when the quality of approximation is accurate and the lift-gas availability is low, only the Log model obtained the optimal solution.

Dissertação (mestrado) - Universidade Federal de Santa Catarina, Centro Tecnológico. Programa de Pós-Graduação em Engenharia de Produção. / Made available in DSpace on 2012-10-21T04:43:21Z (GMT). No. of bitstreams: 0 / A quantidade de formatos de arquivos de som na Internet atualmente é muito grande. Chegar a um consenso de um padrão ideal é praticamente impossível, visto a grande rapidez com que mudam as tecnologias dessa área e também pela disputa mercadológica entre as grandes empresas do ramo. Na área de áudio na WEB, o aspecto mercadológico se mostrou tão importante quanto o técnico. Este trabalho visa dar uma visão geral dos principais formatos de arquivos de áudio usados hoje na Internet, tentando mostrar suas características principais, vantagens e desvantagens. Dos formatos de arquivos de áudio identificados nos determinados grupos de sites (empresariais-comerciais, rádios-WEB, institucionais e pessoais), os mais utilizados e promissores foram: Windows Media (WMA da empresa Microsoft); MPEG-1 layer-III (MP3 do grupo MPEG), RealAudio (Real Networks) e MPEG-2 AAC (grupo MPEG). Certos formatos mais antigos ainda perduram mais por tradição do que por capacidades técnicas (WAVE, AIFF e Sun Audio-AU), enquanto outros se mantêm por terem peculiaridades técnicas únicas, como os formatos MOD e MIDI (tipo partituras digitais). Várias empresas tentam estabelecer padrões de áudio para comércio eletrônico (Liquid Audio, QDX e Quicktime), e também para montagem de sites (Beatnik e Crescendo).

Made available in DSpace on 2014-06-11T19:28:33Z (GMT). No. of bitstreams: 0 Previous issue date: 2013-07-25Bitstream added on 2014-06-13T18:57:53Z : No. of bitstreams: 1 marques_ce_me_bauru.pdf: 1422589 bytes, checksum: bbbae557b8ae5bfeb1919a0a2eede667 (MD5) / O propósito deste trabalho é o de obter modelos matemáticos que sirvam de referência, para que se possa efetuar os estudos relacionados aos efeitos não-lineares presentes no comportamento dinâmico envolvido na perfuração de petróleo, executada por navios perfuradores. As diversas modelagens matemáticas adotadas e abordadas neste trabalho, para esse tipo de problema, baseiam-se em sistemas pendulares invertidos e que possuem excitação harmônica ou excitação por meio de um EDS-Vibrador Eletrodinâmico (electrodynamics Shaker), na forma de um circuito RLC com uma fonte de tensão harmônica. A investigação do problema em questão, se fez por meio de simulações numérico-computacionais, fazendo-se uso do método Runge-Kutta de 4ª ordem para a integração numérica das equações de movimento dos sistemas, aproximando suas soluções. O controle aplicado nas possíveis irregularidades associadas ao movimento do sistema é do tipo retroalimentação de ajuste de energia de oscilação, proposto anteriormente por TERESHKO (2011) e daí adaptado ao modelo matemático, adotado / The purpose of this paper is to obtain mathematical models that serve as a reference for the studies related to the nonlinear effects present in the dynamic behavior involved in oil drilling, performance by drill ships. The various mathematical models adopted and raised in this paper for this problem, were based on inverted pendulum systems and have harmonic excitation or through an EDS-electrodynamics vibrator (Electrodynamics Shaker) simplified ma form of an RLC circuit with a harmonic voltage source. The investigation of the problem in question was made by means of numerical and computational simulations, making use of the Runge-Kutta 4th order for the direct numerical integration of the equations of motion of systems approaching their solutions. The control applied on possible irregularities associated with the motion of the the system is the type of feedback adjustment oscillation energy, previously proposed by TERESHKO (2011) and then adapted to the mathematical model adopted

Orientador: Gabriel Alves da Costa Lima / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-18T06:55:19Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Guimaraes_BrunnoRodrigues_M.pdf: 3690412 bytes, checksum: 215a44334a505aed1642d1450eb2097c (MD5) Previous issue date: 2011 / Resumo: O problema de estimativa de tempo para perfuração de poços de petróleo é um desafio importante para os tomadores de decisão porque envolve alocação de recursos físicos (sondas, equipes de operadores etc.) e custos. Por isso, o desenvolvimento de ferramentas que forneçam informações pode contribuir para a tomada de decisões no sentido de agregar valor. Neste trabalho desenvolve-se uma abordagem probabilística para realizar estimativas do tempo para perfuração de poços de petróleo utilizando-se o método de Monte Carlo. Esta consiste em modelar a sequência lógica de atividades (manobra, cimentação, perfuração etc.) que compõem a perfuração de um poço. Tal sequência é composta de atividades que devem ser realizadas consecutivamente e também de outras que podem ser executadas paralelamente. Depois, são inseridas informações na forma de distribuições de probabilidade que são usadas na modelagem da variável aleatória tempo para completar cada uma das operações da perfuração, as quais são selecionadas a partir de dados históricos de tempos de poços realizados em situações semelhantes. Ao empregar simulação de Monte Carlo juntamente com o modelo proposto pode-se obter uma estimativa da distribuição de probabilidade do tempo total para perfurar determinado poço. Desta forma, podem-se obter respostas a perguntas diversas, tais como: 1) Qual é o tempo médio (mais provável) de perfuração do poço?; 2) Qual a probabilidade de que o tempo real seja X% superior ao valor esperado?; 3) Qual a probabilidade de que ocorram atrasos nas duas últimas fases?; 4) Caso a duração das fases concluídas seja diferente do esperado, qual a probabilidade de que o tempo total de perfuração ainda se encontre dentro do planejado?; 5) etc. Adicionalmente, incorpora-se a abordagem dentro do ciclo do PDCA de forma a gerenciar as informações e os resultados, tornando o processo padronizado e de fácil utilização pelos profissionais da indústria de petróleo / Abstract: The problem of estimation of the total time to drill wells in oil and gas industry can be considered as a challenge for decision-makers because it is associated with scarce resource allocation (rigs, labour, time etc.) and also restrictions in expenditures. Then, the development of a methodology that provides more information can contribute to the improve quality of decisions and add value to companies. In this dissertation the research is focused on probabilistic approach to forecast the total time to drill wells in oil and gas industry using Monte Carlo simulation. It is based on logical modeling of activities that must be carried out over time. Some of them are in series whereas others can be in parallel. After that, information about variability in time to complete each activity is modeled using probability distributions, which are selected from the use of statistical test applied to available historical data. By putting together Monte Carlo simulation and the proposed model, the analyst can estimate the probability distribution of the random variable total time of drilling. With this information, it is possible the answer to questions such as: (1) What is the expected time to drill a well?; (2) What is the probability that the real time is X% higher that of the original forecast?; (3) What is the probability that delays can occur in the time do complete some of the activities?; (4) In case of the time to complete initial activities is above the expected, what is the probability that the total will not be longer that originally forecasted?; (5) etc. Additionally, this methodology is run according to the PDCA model, which as a standard and familiar tool, in an attempt to make easier the management of information and results, make the entire process standard and easily employed by practitioners of the petroleum industry / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientadores: Otto Luiz Alcântara Santos, Gabriel Alves da Silva Costa Lima / Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-18T06:06:36Z (GMT). No. of bitstreams: 1 GutierrezSotomayor_GabrielPaulo_D.pdf: 3385823 bytes, checksum: 4b18b1db85b45c78fc076632345c8bd2 (MD5) Previous issue date: 2011 / Resumo: A construção de poços de petróleo requer uma estimativa de custos a mais precisa possível, visando-se manter uma adequada taxa de retorno para a explotação de uma jazida. Uma variável significativa na estimativa de custos é o tempo de cada uma das operações para a construção do poço. Geralmente, a estimativa de tempos em poços complexos é associada a cenários de incerteza e conhecimento parcial de parâmetros. Um poço complexo, cujos custos chegam a superar US$ 150.000.000,00, pode ser um poço multilateral em águas profundas, um poço exploratório em águas profundas, um poço de grande extensão, ou também pode ser um poço profundo vertical ou horizontal em ambiente de sal. Dentro deste contexto, este trabalho apresenta uma metodologia que combina diferentes tipos de incertezas na previsão de tempo de perfuração em poços complexos e compara os resultados do enfoque probabilístico, largamente usado pela indústria, com uma abordagem híbrida, isto é, uma abordagem probabilística-possibilística, para o tratamento das incertezas na estimativa do tempo de perfuração, a partir de uma base de dados de campo marítimo em águas profundas. Primeiramente, são identificadas as variáveis críticas e as incertezas a elas associadas, que são classificadas como incertezas epistêmicas ou aleatórias. A seguir estas variáveis são representadas por meio de distribuição de probabilidade e distribuição de possibilidade, sendo ambas distribuições combinadas em apenas um resultado para representar a incerteza total do tempo para perfurar um poço complexo, que é uma distribuição de possibilidade. Este trabalho discute as limitações do uso da Teoria das Probabilidades para modelar as incertezas em poços complexos e apresenta uma metodologia para tratamento das incertezas nas estimativas de tempos operacionais de perfuração de poços, no qual co-existem amostras de dados em quantidade suficiente para a geração de distribuições de probabilidades e amostras em quantidades insuficientes, onde são geradas distribuições de possibilidades / Abstract: The construction of oil wells requires a cost estimate as accurate as possible in order to maintain an adequate rate of return for the exploitation of a deposit. A significant variable in the cost estimate is the time of each operation for the construction of the well. Estimated time in complex wells generally is associated with scenarios of increased uncertainty and partial knowledge of parameters. A complex well, which costs may exceed US$ 150,000,000.00, can be a multilateral well in deep water, an exploratory well in deep water, an extend-reach well, or could also be a deep vertical/horizontal well in salt environment. Within this context, this work presents a methodology that combines different types of uncertainties, forecastes the drilling time in complex wells and compares the results of the probabilistic approach, widely used by the industry, with a hybrid approach, that is, a probabilistic-possibilistic approach, to estimate drilling time, based on an offshore deep waters database. First, it identifies the critical variables and uncertainties associated with them, which are classified as random or epistemic uncertainties. Then, these variables are represented by probability distribution and possibility distribution and both distributions are combined into a possibility distribution to represent the total uncertainty of the time to drill a complex well. This work discusses the limitations of the use of probability theory to model uncertainties in complex oilwells and presents a methodology to treat uncertainties in forecasting operational drilling time, where co-exist samples with sufficient data to generate probability distribution and samples with insufficient data to generated possibility distribution / Doutorado / Reservatórios e Gestão / Doutor em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Celso Kazuyuki Morooka / Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-21T22:00:05Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Patricio_AntonioRodrigues_D.pdf: 9108758 bytes, checksum: 6fb924229cda13959f92704bf8d96f4e (MD5) Previous issue date: 1996 / Resumo: Apesar do reduzido nível dos preços atuais do petróleo cru, não parece que as oportunidades de recuperação suplementar de volumes de óleo e gás natural, tanto em reservatórios terrestres como marítimos estejam sendo abandonadas. Uma das razões é a constatação de que uma vez desmobilizada uma estação ou uma plataforma de produção, é extremamente custoso a reativação e a retomada da produção de um campo de petróleo caso os preços subissem. Nessa situação a automação é fundamental para a redução de custos. As reservas e a produção de óleo brasileiras vêm de campos terrestres e marítimos, que produzem óleo e gás natural. A produção de vários poços (mais de 30 em média) é dirigida para estações ou plataformas, que abrigam uma planta de processo para separar óleo, gás e água, e enviar o óleo e o gás produzidos para terminais no continente. Em uma planta de processo típica, o fluido produzido (mistura de óleo, água e gás) é coletado no "manifold" (conjunto de tubos e válvulas) e direcionado para o separador de teste (apenas um poço) e para o separador de produção (os demais poços). Este processo de separação é sensível ao nível de líquido dentro do vaso de separação e a pressão do gás. Devido a isto, são usados controladores locais para ajustar as saídas de óleo e de gás destes vasos. Após a separação, o óleo é bombeado para oleodutos enquanto que o gás segue até o depurador, onde após retiradas as últimas gotícolas remanescentes de óleo, vai preferencialmente para um compressor que o envia parte de volta ao poço para reinjeção ou para elevação artificial ("gas lift") e, eventualmente, para geração de energia elétrica. O gás remanescente é escoado via gasoduto e somente o que excede a capacidade de aproveitamento é queimado localmente. O compressor de gás, por atuar com pressão alta, é uma unidade do processo muito sensível. A operação do "gas lift" (elevação pneumática) requer pressões consideradas altas (cerca de 1500 psi) e também, todas as atividades das plataformas (e de algumas estações terrestres) que dependem de energia elétrica fornecida por geradores de alta potência que consomem gás a alta pressão. Assim, o desafio de melhorar, técnica e economicamente, a recuperação de petróleo de reservatórios petrolíferos é, além do emprego de técnicas avançadas de recuperação de petróleo, a redução dos custos concernentes à exploração geológica, à perfuração de poços e às instalações de produção bem como reduzir os custos específicos das operações. Estes objetivos devem ser cumpridos, a fim de que os reservatórios cheguem ao fim em seus máximos aproveitamentos. Na extração de petróleo é necessário na maioria dos casos, acelerar a produção e, no conjunto de soluções possíveis, a instalação de bombas de fundo nos poços, considerado um dos métodos mais eficazes. No bombeio mecânico utilizam-se hastes metálicas em movimento alternativo (bomba e hastes) que transmite potência a um pistão situado no fundo do poço. O método de elevação de petróleo por "gas lift" é utilizado tanto em campos marítimos como em campos terrestres. Sua lenta dinâmica se constitui em um inconveniente para a realização de estudos "in situ" a cerca das condições ótimas de produção. Para aprender a operar este método e para otimizar as condições de produção em um campo petrolífero, é necessário dispor de programas computacionais, elaborados a partir de modelos de escoamento bifásico, de reservatório e de injeção de gás. Um programa computacional inteligente, que utilize as rotinas computacionais mais comumente usadas, proporcionará resultados fisicamente bem aceitáveis. Este trabalho descreve um sistema inteligente para controle do processo de uma planta de processamento primário de óleo e gás natural, de poços equipados com "gas lift" e com bombeio mecânico. Estes dois métodos de elevação artificial são os mais usados na indústria do petróleo. A influência de fatores não controláveis provoca nesses processos flutuações aleatórias. Com a automação da compressão de gás, do bombeio, da separação óleo/gás e dos equipamentos periféricos, os operadores simulam o funcionamento da unidade e .compreendem os efeitos dos diversos parâmetros com que contam. Baseando-se em conceitos de inteligência artificial, lógica nebulosa e sistemas neurais, é proposto o SIEP - Sistema Inteligente para Elevação de Poços e Controle de Processos Petrolíferos, um sistema para o gerenciamento integrado dos processos que envolvem a produção de petróleo / Abstract: In spite of real low prices of cmde oil should not lead to reject any opportunities of recovering additional amounts of oil, both onshore and offshore fields. Indeed, once platforms or process plants have been dismantled, it is extremely expensive resume production from a reservoir. The brazilian petroleum production comes from onshore and offshore fields, producing oil and gas. The production of up 30 wells is directed to onshore production stations or offshore platforms housing process plants to separate oil, gas and water. In a typical process plant the produced fluid, a mixture of oil, water and gas, is collected at the manifold and it is directed to two different vessels, called test and production separators, whose purpose is to allow the gas, oil and water to be separated. This separation process is sensitive to the liquid leveI and gas pressure in the vessels. Because of that, local controllers are used to set up the output flow of both oil and gas. The produced oil is pumped into pipelines whereas the gas is directed to the gas scmbber which is in charge of removing any remaining amount of oil. This process is also dependent on the liquid leveI and gas pressure inside the vessel, and local controllers are also used to maintain the process within desired ranges. The gas produced at this final stage is directed preferentially to a compressor to be used in the lifting process and to generate elctricity. The remaining gas production is pipelined to the continent, and any surplus conceming the pipeline capacity is locally burned. The compressor is a very sensitive unit because gas lift operation requires high pressure (around válues of 1500 psi) and also, all the platforms activities are dependent on the electricity generated by powers generators operating at high gas pressure. Hence the challenge of managing a profitable oil field production is to achieve a maximum of cost reductions linked to the exploration, to the drilling and to the exploitation of oil fields. Here it is include operating costs that play an important role. This objective must be pursued energetically so that improved operations can strongly be undertaken and the existing fields have reached the end of production. Often, in the petroleum exploitation, it is desired to acelarate the oil production and in the whole of possible solutions, the bottornhole pump installation is considered one of the most direct and efective method. Sucker rod pumping makes use of steel rods work with altemate motion (pump and rods) which get power transfer to a plunger located on the bottomhole. Help oil well production by gas lift is common on both, onshore and offshore oil fields. Slow dynamic is an handicap for a study of optimal exploitation conditions. To leam how to drive this process and to optimize exploitation conditions on an oil field it is possible with a set of intelligent computer program based on knowledge models of two phases flows, reservoir end gas injection. This set of intelligent software could has the correlations most commonly used in oil-gas mixture. This results are physically reasonable. Many uncontrollable factors cause random fluctuations in the properties of a process planto The automation program of gas compressor, transfer pumps, oil-gas separators and its attached equipments lead operators to simulate the unit operation and to understand the effects of several parameters. AIso, this software is composed of an intelligent modeling, based on a mathematical representation of physical and chemical knowledge. Based on the above considerations, the petroleum production problems were studied by means of an integrated process evaluation of a rod pumping well, a gas lift well and a process unit for produced fluids. Using the artificial intelligent concepts as fuzzy logic and neural systems is presented SIEP, An Intelligent System for Production Lift and Process Control, aimed to do the integrated management of the petroleum production process / Doutorado / Doutor em Engenharia de Petróleo

Orientador: Denis Jose Schiozer / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-22T04:10:23Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Kikuchi_MarceloMassaru_M.pdf: 4330013 bytes, checksum: 5a8046cb97ddcbf3ff81d197fab325fd (MD5) Previous issue date: 1997 / Resumo: O controle da produção de água é uma tarefa difícil e muito estudada por profissionais da área de engenharia de petróleo. O controle pode ser feito de várias maneiras. Uma delas é a modificação da relação de mobilidade entre os fluidos através da utilização de polímeros e agentes tensoativos. Uma outra maneira é a utilização de barreiras artificiais para modificar a distribuição de potencial de pressão no reservatório. Existe ainda, a utilização do controle de parâmetros de produção para evitar o fenômeno de cone de água. É neste tipo de controle que este trabalho se enquadra. Este trabalho tem como objetivo principal desenvolver uma metodologia de otimização de parâmetros de produção para controlar o crescimento do cone de água. Esta otimização consiste em se determinar a localização e comprimento da completação e a vazão de produção através da maximização de uma função-objetivo que utiliza o valor presente da receita da produção de óleo, subtraindo as despesas decorrentes da produção de água. A metodologia, que consistiu em um processo iterativo com otimizações separadas de vazão de produção e completação, foi testada para três exemplos encontrados na literatura como problemas em que ocorre o cone de água. Finalmente, foi testada a eficácia da completação dupla no controle de cone em um dos exemplos, avaliando-se seus efeitos na produção acumulada de óleo e água / Abstract: The water production control is a difficult task and it can be controlled by many techniques. One of these techniques is to change the water-oil mobility ratio by using polymers and surface-active agents. Another technique is the use of barriers to obstruct the water fluxoThe technique investigated in this work is the control of production rate and completion interval to avoid water conning effects. The objective of this work is to develop an optimization routine to find the best values of production rate and completion interval in order to maximize an objective function which represents the net present value of oil production. The methodology used for this optimization is an iterative procedure with separated optimization of production rate and completion interval, resulting in a computer program that uses a reservoir simulator to optimize the objective function. by simulations This methodology was tested in three examples found in literature as problems of water coning, showing good results. The efficiency of dual completion was tested in one of the examples / Mestrado / Mestre em Engenharia de Petróleo

Orientador: Paulo Roberto Ribeiro / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica, Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-08-12T16:33:33Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Avelar_CarolinaSilva_M.pdf: 15432162 bytes, checksum: cbaa0b149cf8200fccff3cea6905b066 (MD5) Previous issue date: 2008 / Resumo: As explorações de campos de petróleo têm abrangido diferentes cenários, incluindo perfuração de poços profundos com elevadas pressões e temperaturas em águas profundas e ultraprofundas. O estudo do controle de poços nestes cenários exige um simulador capaz de prever o comportamento das pressões do poço durante uma situação de kick de forma confiável e eficiente. Considerando estes aspectos, foi implementado um simulador de kicks baseado em um modelo matemático que resolve um conjunto de três equações diferenciais de conservação utilizando o método diferenças finitas. Os cálculos das perdas de carga por fricção, do deslizamento entre as fases e da expansão do gás foram incorporados ao modelo. O modelo é capaz de simular um kick em poços verticais ou horizontais, em poços terrestres ou marítimos, utilizando fluido de perfuração com base de água. Os resultados do simulador foram comparados com dados experimentais e um estudo sobre o efeito de algumas variáveis do controle de poços foi realizado. / Abstract: The oil field industry has been drilling in different scenarios, subjected to high pressures and high temperatures in deep wells located in deep and ultradeep waters. The well control study in these scenarios demands a kick simulator capable to do precise predictions of the pressure behavior inside the wellbore during a kick situation. Regarding this scenario, a kick simulator has been implemented. The simulator is based in a mathematical model that solves a set of three conservation equations using the finite difference approach. The effects of the frictional pressure losses, the gas slip and expansion have been incorporated to the model. The model is capable of simulating a single kick in a vertical or horizontal hole, onshore or offshore, with water-based drilling fluid. The simulator results have been compared with experimental data and the effect of some important parameters in well control has been studied. / Mestrado / Explotação / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo