Made available in DSpace on 2014-12-17T15:47:50Z (GMT). No. of bitstreams: 1 BrunoCO.pdf: 708202 bytes, checksum: 3eb4368a0c268064bcd6ad892e1f2c0c (MD5) Previous issue date: 2009-05-22 / The constant increase of complexity in computer applications demands the development of more powerful hardware support for them. With processor's operational frequency reaching its limit, the most viable solution is the use of parallelism. Based on parallelism techniques and the progressive growth in the capacity of transistors integration in a single chip is the concept of MPSoCs (Multi-Processor System-on-Chip). MPSoCs will eventually become a cheaper and faster alternative to supercomputers and clusters, and applications developed for these high performance systems will migrate to computers equipped with MP-SoCs containing dozens to hundreds of computation cores. In particular, applications in the area of oil and natural gas exploration are also characterized by the high processing capacity required and would benefit greatly from these high performance systems. This work intends to evaluate a traditional and complex application of the oil and gas industry known as reservoir simulation, developing a solution with integrated computational systems in a single chip, with hundreds of functional unities. For this, as the STORM (MPSoC Directory-Based Platform) platform already has a shared memory model, a new distributed memory model were developed. Also a message passing library has been developed folowing MPI standard / O constante aumento da complexidade das aplica??es demanda um suporte de hardware computacionalmente mais poderoso. Com a aproxima??o do limite de velocidade dos processadores, a solu??o mais vi?vel ? o paralelismo. Baseado nisso e na crescente capacidade de integra??o de transistores em um ?nico chip surgiram os chamados MPSoCs (Multiprocessor System-on-Chip) que dever?o ser, em um futuro pr?ximo, uma alternativa mais r?pida e mais barata aos supercomputadores e clusters. Aplica??es tidas como destinadas exclusivamente a execu??o nesses sistemas de alto desempenho dever?o migrar para m?quinas equipadas com MPSoCs dotados de dezenas a centenas de n?cleos computacionais. Aplica??es na ?rea de explora??o de petr?leo e g?s natural tamb?m se caracterizam pela enorme capacidade de processamento requerida e dever?o se beneficiar desses novos sistemas de alto desempenho. Esse trabalho apresenta uma avalia??o de uma tradicional e complexa aplica??o da ind?stria de petr?leo e g?s natural, a simula??o de reservat?rios, sob a nova ?tica do desenvolvimento de sistemas computacionais integrados em um ?nico chip, dotados de dezenas a centenas de unidades funcionais. Para isso, um modelo de mem?ria distribu?da foi desenvolvido para a plataforma STORM (MPSoC Directory-Based Platform), que j? contava com um modelo de mem?ria compartilhada. Foi desenvolvida, ainda, uma biblioteca de troca de mensagens para esse modelo de mem?ria seguindo o padr?o MPI

Made available in DSpace on 2014-12-17T14:08:37Z (GMT). No. of bitstreams: 1 ErnestoVBa_DISSERT.pdf: 9825397 bytes, checksum: 732b67b111fb317d406c771240e47d87 (MD5) Previous issue date: 2009-12-18 / Electrical resistive heating (ERH) is a thermal method used to improve oil recovery. It can increase oil rate and oil recovery due to temperature increase caused by electrical current passage through oil zone. ERH has some advantage compared with well-known thermal methods such as continuous steam flood, presenting low-water production. This method can be applied to reservoirs with different characteristics and initial reservoir conditions. Commercial software was used to test several cases using a semi-synthetic homogeneous reservoir with some characteristics as found in northeast Brazilian basins. It was realized a sensitivity analysis of some reservoir parameters, such as: oil zone, aquifer presence, gas cap presence and oil saturation on oil recovery and energy consumption. Then it was tested several cases studying the electrical variables considered more important in the process, such as: voltage, electrical configurations and electrodes positions. Energy optimization by electrodes voltage levels changes and electrical settings modify the intensity and the electrical current distribution in oil zone and, consequently, their influences in reservoir temperature reached at some regions. Results show which reservoir parameters were significant in order to improve oil recovery and energy requirement in for each reservoir. Most significant parameters on oil recovery and electrical energy delivered were oil thickness, presence of aquifer, presence of gas cap, voltage, electrical configuration and electrodes positions. Factors such as: connate water, water salinity and relative permeability to water at irreducible oil saturation had low influence on oil recovery but had some influence in energy requirements. It was possible to optimize energy consumption and oil recovery by electrical variables. Energy requirements can decrease by changing electrodes voltages during the process. This application can be extended to heavy oil reservoirs of high depth, such as offshore fields, where nowadays it is not applicable any conventional thermal process such as steam flooding / O Aquecimento El?trico Resistivo (AER) ? um m?todo t?rmico usado para aumentar a recupera??o de petr?leo. Este aumenta a vaz?o de ?leo e conseq?entemente a recupera??o de petr?leo devido ao aumento de temperatura promovida pela passagem de corrente el?trica na zona de interesse. O AER tem algumas vantagens sobre m?todos t?rmicos conhecidos, como inje??o cont?nua de vapor, por apresentar baixa produ??o de ?gua, podendo ser aplicado a reservat?rios com diversas caracter?sticas e diversas condi??es iniciais. Um software comercial foi usado para testar v?rios casos usando um reservat?rio homog?neo semi-sint?tico com algumas caracter?sticas encontradas em reservat?rio da bacia sedimentar do Nordeste Brasileiro. Foi realizada uma an?lise de sensibilidade dos par?metros de reservat?rio, tais como: espessura da zona de ?leo, presen?as de capa de g?s e de aq??fero e satura??o de ?leo, na recupera??o de ?leo e consumo de energia el?trica. V?rios casos foram testados usando vari?veis el?tricas consideradas mais importantes no processo, tais como: tens?o, configura??es el?tricas e posi??es dos eletrodos. Os resultados mostram que os par?metros de reservat?rio foram significativos no sentido de aumentar a recupera??o de ?leo e a demanda de energia em cada reservat?rio. Os par?metros mais significativos na recupera??o de ?leo e no consumo de energia foram: a espessura da zona de ?leo, presen?as de capa de g?s e de aq??fero, as configura??es el?tricas e a posi??o dos eletrodos. Fatores como: satura??o irredut?vel de ?gua, salinidade da ?gua e a permeabilidade relativa da ?gua na satura??o residual de ?leo tiveram pouca influ?ncia na recupera??o de ?leo, mas tiveram uma influ?ncia maior na demanda de energia. Foi poss?vel otimizar o consumo de energia com a recupera??o de ?leo usando as vari?veis el?tricas. Estas aplica??es podem ser estendidas para reservat?rios de ?leo pesado e de grande profundidade, como em campos mar?timos (offshore), onde atualmente n?o ? poss?vel o uso de m?todos t?rmicos convencionais de recupera??o, como a inje??o de vapor

Made available in DSpace on 2014-12-17T14:08:41Z (GMT). No. of bitstreams: 1 EduardoEFB_DISSERT_1-100.pdf: 2141096 bytes, checksum: 2c8315a9a7567e27a669088e0bbc6350 (MD5) Previous issue date: 2008-12-01 / The application of thermal methods, to increase the recovery of heavy oil in mature fields through drainage with multilateral and horizontal wells, has been thoroughly studied, theorically, experimentally, testing new tools and methods. The continuous injection of steam, through a steam injector well and a horizontal producer well in order to improve horizontal sweep of the fluid reservoir, it is an efficient method. Starting from an heterogeneous model, geologically characterized, modeling geostatistics, set history and identification of the best path of permeability, with seismic 3D, has been dubbed a studying model. It was studied horizontal wells in various directions in relation to the steam and the channel of higher permeability, in eight different depths. Into in the same area were studied, the sensitivity of the trajectories of horizontal wells, according to the depth of navigation. With the purpose of obtaining the highest output of oil to a particular flow, quality, temperature and time for the injection of steam. The wells studied showed a significant improvement in the cumulative oil recovery in one of the paths by promoting an alternative to application in mature fields or under development fields with heavy oil / A aplica??o de m?todos t?rmicos, para aumentar a recupera??o de ?leo pesado em campos maduros atrav?s da drenagem com po?os horizontais e multilaterais, tem sido exaustivamente estudada, te?rica e experimentalmente, testando novas ferramentas e novos m?todos. A inje??o cont?nua de vapor, atrav?s de um po?o injetor e de um po?o horizontal produtor com o objetivo de proporcionar uma varredura dos fluidos do reservat?rio, mostra-se um m?todo eficiente. Partindo de um modelo heterog?neo, geologicamente caracterizado por, modelagem geoestat?stica, ajuste de hist?rico e identifica??o do melhor caminho de permeabilidade, com a s?smica 3D, foi montado um modelo para estudo. Foram estudados po?os horizontais em v?rias dire??es em rela??o ao injetor de vapor e ao canal de maior permeabilidade, em oito profundidades diferentes. Dentro de uma mesma zona foram estudadas, a sensibilidade das trajet?rias de po?os horizontais, em fun??o da profundidade de navega??o. Com a finalidade de obter a maior produ??o acumulada de ?leo a uma determinada vaz?o, qualidade, temperatura e per?odo de inje??o do vapor. Os po?os estudados evidenciam uma melhora significativa na recupera??o acumulada de ?leo em uma das trajet?rias, promovendo uma alternativa de aplica??o em campos maduros ou em desenvolvimento com ?leo pesado

Made available in DSpace on 2014-12-17T14:08:51Z (GMT). No. of bitstreams: 1 RutinaldoAN_DISSERT.pdf: 3892841 bytes, checksum: c2e0ab636612eb7f303f7c05dcbc863a (MD5) Previous issue date: 2012-08-28 / Como os recursos de hidrocarbonetos convencionais est?o se esgotando, a crescente demanda mundial por energia impulsiona a ind?stria do petr?leo para desenvolver mais reservat?rios n?o convencionais. Os recursos mundiais de betume e ?leo pesado s?o estimados em 5,6 trilh?es de barris, dos quais 80% est?o localizados na Venezuela, Canad? e EUA. Um dos m?todos para explorar estes hidrocarbonetos ? o processo de drenagem gravitacional assistido com inje??o de vapor e solvente (ES-SAGD Expanding Solvent Steam Assisted Gravity Drainage). Neste processo s?o utilizados dois po?os horizontais paralelos e situados verticalmente um acima do outro, um produtor na base do reservat?rio e um injetor de vapor e solvente no topo do reservat?rio. Este processo ? composto por um m?todo t?rmico (inje??o de vapor) e um m?todo misc?vel (inje??o de solvente) com a finalidade de causar a redu??o das tens?es interfaciais e da viscosidade do ?leo ou betume. O objetivo deste estudo ? analisar a sensibilidade de alguns par?metros operacionais, tais como: tipo de solvente injetado, qualidade do vapor, dist?ncia vertical entre os po?os, porcentagem de solvente injetado e vaz?o de inje??o de vapor sobre o fator de recupera??o para 5, 10 e 15 anos. Os estudos foram realizados atrav?s de simula??es concretizadas no m?dulo STARS (Steam Thermal, and Advanced Processes Reservoir Simulator) do programa da CMG (Computer Modelling Group), vers?o 2010.10, onde as intera??es entre os par?metros operacionais, estudados em um modelo homog?neo com caracter?sticas de reservat?rios semelhantes aos encontrados no Nordeste Brasileiro, foram observadas. Os resultados obtidos neste estudo mostraram que os melhores fatores de recupera??o ocorreram para n?veis m?ximos do percentual de solvente injetado e da dist?ncia vertical entre os po?os. Observou-se tamb?m que o processo ser? rent?vel dependendo do tipo e do valor do solvente injetado

Made available in DSpace on 2015-03-13T17:08:38Z (GMT). No. of bitstreams: 1 FilipeSL_DISSERT.pdf: 18861623 bytes, checksum: dec06565f69ab3657111750b25f78441 (MD5) Previous issue date: 2013-06-27 / The Camorim Oilfield, discovered in 1970 in the shallow water domain of the Sergipe Sub-basin, produces hydrocarbons from the Carm?polis Member of the Muribeca Formation, the main reservoir interval, interpreted as siliciclastics deposited in an alluvial-fluvial-deltaic context during a late rifting phase of Neoaptian age, in the Sergipe-Alagoas Basin. The structural setting of the field defines different production blocks, being associated to the evolution of the Atalaia High during the rift stage and subsequent reactivations, encompassing NE-SW trending major normal faults and NWEW trending secondary faults. The complexity of this field is related to the strong facies variation due to the interaction between continental and coastal depositional environments, coupled with strata juxtaposition along fault blocks. This study aims to geologically characterize its reservoirs, to provide new insights to well drilling locations in order to increase the recovery factor of the field. Facies analysis based on drill cores and geophysical logs and the 3D interpretation of a seismic volume, provide a high resolution stratigraphic analysis approach to be applied in this geodynamic transitional context between the rift and drift evolutionary stages of the basin. The objective was to define spatial and time relations between production zones and the preferential directions of fluid flow, using isochore maps that represent the external geometry of the deposits and facies distribution maps to characterize the internal heterogeneities of these intervals, identified in a 4th order stratigraphic zoning. This work methodology, integrated in a 3D geological modelling process, will help to optimize well drilling and hydrocarbons production. This methodology may be applied in other reservoirs in tectonic and depositional contexts similar to the one observed at Camorim, for example, the oil fields in the Aracaju High, Sergipe Sub-basin, which together represent the largest volume of oil in place in onshore Brazilian basins / O Campo de Camorim, descoberto em 1970 na por??o de ?guas rasas da Subbacia de Sergipe, produz hidrocarbonetos do Membro Carm?polis/Forma??o Muribeca, principal intervalo reservat?rio, interpretado como silicicl?sticos depositados em um contexto al?vio-fl?vio-deltaico na fase tardia do rifteamento da Bacia Sergipe-Alagoas, Neoaptiano. O arcabou?o estrutural, que subdivide o campo em blocos produtores, est? associado ? evolu??o do Alto de Atalaia durante a fase rifte e reativa??es posteriores, apresentando falhas normais principais de dire??o NE-SW e falhas secund?rias de dire??es NW-SE e E-W. A complexidade do campo est? ligada ? intensa varia??o faciol?gica, resultante da intera??o entre os ambientes deposicionais continentais e costeiros, e a justaposi??o dos estratos associada ? evolu??o estrutural. Este trabalho tem como objetivo a caracteriza??o geol?gica dos reservat?rios para dar subs?dios ?s novas perfura??es de po?os destinados a aumentar o fator de recupera??o do campo. Deste modo, a partir da an?lise faciol?gica realizada em testemunhos e perfis geof?sicos, em conjunto com a interpreta??o do volume s?smico 3D, prop?e-se uma metodologia que se baseia na an?lise estratigr?fica de alta resolu??o, aplicada em um contexto geodin?mico transicional entre os est?gios rifte e drifte de evolu??o da bacia, capaz de determinar as rela??es espaciais e temporais das zonas produtoras e as dire??es preferenciais do fluxo de fluidos, empregando para este fim, mapas de is?coras que representam a geometria externa, e mapas de distribui??o de f?cies para as heterogeneidades internas destes intervalos identificados em um zoneamento estratigr?fico de 4? ordem. Esta metodologia de trabalho, integrada em um processo de modelagem geol?gica 3D, vai ser utilizada para estabelecer a geometria da malha de po?os injetores/produtores do intervalo de interesse e pode ser aplicada em outros reservat?rios cujo contexto tect?nico-deposicional seja semelhante ao observado em Camorim, caso dos campos localizados no Alto de Aracaju, Sub-bacia de Sergipe, que juntos comp?em o maior volume de ?leo in place na por??o terrestre das bacias brasileiras

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.