Orientador: Denis José Schiozer / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-16T03:09:54Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Bento_DeboraFerreira_M.pdf: 5080634 bytes, checksum: fb4f6d1d73f4079215e05919e962ccb6 (MD5) Previous issue date: 2010 / Resumo: O sucesso de um projeto de desenvolvimento de um campo de petróleo depende de uma estratégia de produção adequada. A seleção da estratégia através de um processo de otimização busca menores investimentos e custos operacionais e maiores produções de óleo e gás, melhorando o lucro medido através do valor presente líquido do projeto (VPL). Existem inúmeras metodologias para otimização da estratégia de produção que, em geral, são trabalhosas e demandam grande esforço computacional. Como o tempo é uma variável impactante no retorno econômico de projetos, a indústria tende a simplificar as simulações numéricas, principalmente separando as modelagens dos reservatórios e dos sistemas operacionais. Este trabalho tem como objetivo verificar se estas simplificações influenciam no resultado final do processo de seleção de estratégias de produção. Complementando trabalhos anteriores, foram selecionadas e estudadas duas restrições operacionais: perda de carga nas linhas de produção e o limite de escoamento do gás. Foi proposta ainda uma metodologia de otimização de estratégia de produção e de análise da influência da restrição operacional, com foco nos casos estudados. Os resultados mostram a influência das restrições no processo, possibilitando ainda identificar as características dos reservatórios, fluídos e cenário econômico onde essa influência é mais significativa / Abstract: The success of a development project of a petroleum field depends on adequate production strategy. The selection of the strategy through an optimization process searches for minors investments and operational costs and greater oil and gas productions, improving the profit measured through the liquid present value of the project (LPV). There are innumerable methodologies for production strategy optimization and, in general, they are laborious and demand a great computational effort. Considering that time is an important variable in the project economic return, the industry tends to simplify the numerical simulations, mainly separating the reservoir and operational systems. The objective of this work is to verify if these simplifications have significant influence on the final result of the production strategy selection process. Complementing previous works, two operational constraints were selected and studied: pressure drop in the production lines and the gas flow limit. Two methodologies were proposed, with focus in the studied cases: a production strategy optimization process and an operational constraints influence analysis. The results demonstrate the influence of the operational constraints restrictions in the process, making it possible to identify the characteristics of the reservoirs, fluids and economic scenario where this influence is more significant / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientadores: Denis José Schiozer, Gabriel Alves da Costa Lima / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-19T18:25:23Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Carvalho_MarcosHenriquede_M.pdf: 3436602 bytes, checksum: 6fc653eb73d82869d8e3b2d81634b94d (MD5) Previous issue date: 2011 / Resumo: A simulação de reservatório é a base para as previsões de produção, dimensionamento de equipamentos de superfície e planejamento de atividades de produção. É uma ferramenta para elaborar a estratégia de produção que gera curvas de previsão de produção de petróleo. No entanto, mesmo sem considerar incertezas geológicas e econômicas, na prática, tal curva de produção pode apresentar baixa probabilidade de ser verificada, uma vez que a disponibilidade operacional dos sistemas físicos é uma variável incerta com valor abaixo de 100%. Então, o resultado final depende de: estratégia de produção, das incertezas presentes no modelo e da confiabilidade dos sistemas (equipamentos); este último item é o foco deste trabalho. O objetivo principal deste trabalho é verificar a importância e a influência de um estudo da análise da confiabilidade dos sistemas de produção integrada com a simulação do reservatório, a fim de verificar o impacto sobre a produção de petróleo e sobre o valor presente líquido. Sendo assim, além da opção no simulador disponível para incluir, de forma simplificada, as informações de confiabilidade dos sistemas, por meio de um índice de disponibilidade média constante, foi desenvolvido um algoritmo que trata o fechamento e restabelecimento dos sistemas de forma probabilística, a fim de a operação ser tratada em um cenário mais realista. A metodologia proposta é aplicada a um campo de petróleo com óleo leve e a um campo de petróleo com óleo pesado. Com os resultados, conclui-se que, quando as informações de confiabilidade são inseridas no simulador de forma dinâmica, a produção acumulada de óleo leve não apresenta uma diferença significativa quando comparada com o caso em que as informações de confiabilidade dos sistemas não são consideradas. Por outro lado, para o campo de óleo pesado, apesar de a média também não ter apresentado diferença significativa, observa-se uma alta variação na produção de óleo. Em ambos os campos ocorre um atraso na produção, afetando o fluxo de caixa, resultando em diferenças significativas no VPL / Abstract: The reservoir simulation is the basis for the forecasts of production, dimensioning of surface equipments and the planning of activities related to production. Therefore, a production strategy which generates oil and gas production curves over the operational lifetime. However, even without considering geological and economic uncertainties, in practice, this curve presents low probability of being verified, since the operational availability of the production systems is an uncertain variable with value below 100%. Then, the final result depends on: production strategy, uncertainties present in the model and the reliability of the systems (equipments), which is the focus of this paper. The main objective of this work is to verify the importance and influence of a study of the analysis of the reliability of the production systems integrated to the reservoir simulation, in order to verify the impact on the oil production and on the net present value. Thus, besides de option in the simulator available for including, in a simplified way, the information of reliability of the systems, through an index of availability constant, it was developed an algorithm that treats the shutting and restore of the systems in a probabilistic way, in order to them be treated in a more realistic operation scenario. The proposed methodology is applied to a light oil field and a heavy oil field. With the results, it is concluded that, when the reliability information are inserted in the simulator in a dynamic way, the cumulative production of light oil does not present a significant difference when compared to the case where the reliability information of the systems are not considered. On the other hand, the heavy oil Field, despite the mean also does not present a significant difference, it is noted a high variation in the production figures. However, for both fields occurs a delay in production, affecting the cash flow resulting in significant differences in NPV / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Made available in DSpace on 2014-06-12T17:41:04Z (GMT). No. of bitstreams: 2 arquivo6305_1.pdf: 3350277 bytes, checksum: 72ba3d436dbc961d483b99fa5dc5c12f (MD5) license.txt: 1748 bytes, checksum: 8a4605be74aa9ea9d79846c1fba20a33 (MD5) Previous issue date: 2004 / Muitos esforços têm sido realizados na elaboração e adequação de técnicas que permitam um alto desempenho computacional na simulação numérica nas mais diversas áreas da engenharia. Variações dos métodos clássicos de aproximação, computação paralela e adaptação, dentre outros métodos, vêm sendo estudados e aplicados atualmente. Também se observa que além da busca de uma melhor utilização dos recursos computacionais, procuram-se meios de garantir a precisão e convergência das soluções obtidas pelas simulações numéricas. Dentre as várias técnicas desenvolvidas destacam-se os procedimentos de adaptação de malhas, pois estes aliam a eficiência computacional requerida à qualidade da solução almejada e, além disso, são de fácil incorporação nas mais diversas classes de problemas. Neste trabalho serão apresentadas ferramentas computacionais de adaptação de malhas nãoestuturadas de elementos ora triangulares, ora quadrangulares ou ainda malhas mistas. Sendo refinamento tipo h e redefinição de malha (ou remeshing ) as estratégias utilizadas para obtenção das malhas ótimas, isto é, malhas que minimizarão o erro de discretização com o menor número de graus de liberdade possível. Essas duas ferramentas numéricas são controladas por uma estimativa de erros a-posteriori baseada na recuperação global dos gradientes. Essa estimativa exerce não só o papel de fornecer os parâmetros necessários para a adaptação de malhas como também o da regência do processo adaptativo como um todo. Esse ferramental desenvolvido, no contexto do MEF, será empregado em problemas modelo de simulação de reservatórios de petróleo (condução de calor, transporte de poluentes) e na própria simulação de escoamentos de fluidos em meios porosos, sendo essas ferramentas de análise baseadas no Método dos Volumes Finitos com estrutura de dados por aresta. Por fim, os resultados apresentados e discutidos validam as ferramentas desenvolvidas, adaptadas e utilizadas, demonstrando ainda a eficiência, robustez e flexibilidade das mesmas. Também nos problemas estudados são realizadas comparações entre as estratégias de adaptação de malhas (remeshing e tipo h), e entre as opções de malhas (triangulares, quadrangulares ou mistas). É proposta ainda uma abordagem diferente para os diversos casos levando-se em conta a classe em que cada problema se enquadra (regime estacionário, regime transiente, múltiplas variáveis, etc)

Orientador: Denis Jose Schiozer / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-29T00:17:31Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Steagall_DanielEscobar_M.pdf: 1544253 bytes, checksum: 022bbcabdcc1a57c8a977f55f26a942b (MD5) Previous issue date: 2001 / Mestrado

In reservoir engineering, history matching is the technique that reviews the uncertain parameters of a reservoir simulation model in order to obtain a response according to the observed production data. Reservoir properties have uncertainties due to their indirect acquisition methods, that results in discrepancies between observed data and reservoir simulator response. A history matching method is the Ensemble Smoother with Multiple Data assimilation (ES-MDA), where an ensemble of models is used to quantify the parameters uncertainties. In ES-MDA, the number of iterations must be defined previously the application by the user, being a determinant parameter for a good quality matching. One way to handle this, is by implementing adaptive methodologies when the algorithm keeps iterating until it reaches good matchings. Also, in large-scale reservoir models it is necessary to apply the localization technique, in order to mitigate spurious correlations and high uncertainty reduction of posterior models. The main objective of this dissertation is to evaluate two main parameters of history matching when using an adaptive ES-MDA: localization and ensemble size, verifying the impact of these parameters in the adaptive scheme. The adaptive ES-MDA used in this work defines the number of iterations and the inflation factors automatically and distance-based Kalman gain localization was used to evaluate the localization influence. The parameters influence was analyzed by applying the methodology in the benchmark UNISIM-I-H: a synthetic large-scale reservoir model based on an offshore Brazilian field. The experiments presented considerable reduction of the objective function for all cases, showing the ability of the adaptive methodology of keep iterating until a desirable overcome is obtained. About the parameters evaluated, a relationship between the localization and the required number of iterations to complete the adaptive algorithm was verified, and this influence has not been observed as function of the ensemble size. / Em engenharia de reservatórios, ajuste de histórico é a técnica que revisa os parâmetros incertos de um modelo de simulação de reservatório para obter uma resposta condizente com os dados de produção observados. As propriedades do reservatório possuem incertezas, devido aos métodos indiretos em que foram adquiridas, resultando em discrepâncias entre os dados observados e a resposta do simulador de reservatório. Um método de ajuste de histórico é o Conjunto Suavizado com Múltiplas Aquisições de Dados (sigla em inglês ES-MDA), onde um conjunto de modelos é utilizado para quantificar as incertezas dos parâmetros. No ES-MDA o número de iterações necessita ser definido previamente pelo usuário antes de sua aplicação, sendo um parâmetro determinante para um ajuste de boa qualidade. Uma forma de contornar esta limitação é implementar metodologias adaptativas onde o algoritmo continue as iterações até que alcance bons ajustes. Por outro lado, em modelos de reservatórios de larga-escala é necessário aplicar alguma técnica de localização para evitar correlações espúrias e uma alta redução de incertezas dos modelos a posteriori. O principal objetivo desta dissertação é avaliar dois principais parâmetros do ajuste de histórico quando aplicado um ES-MDA adaptativo: localização e tamanho do conjunto, verificando o impacto destes parâmetros no método adaptativo. O ES-MDA adaptativo utilizado define o número de iterações e os fatores de inflação automaticamente e a localização no ganho de Kalman baseada na distância foi utilizada para avaliar a influência da localização. Assim, a influência dos parâmetros foi analisada aplicando a metodologia no benchmark UNISIM-I-H: um modelo de reservatório sintético de larga escala baseado em um campo offshore brasileiro. Os experimentos apresentaram considerável redução da função objetivo para todos os casos, mostrando a capacidade da metodologia adaptativa de continuar iterando até que resultados aceitáveis fossem obtidos. Sobre os parâmetros avaliados, foi verificado uma relação entre a localização e o número de iterações necessárias, influência esta que não foi observada em função do tamanho do conjunto.

Orientador: Denis José Schiozer / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-16T18:22:07Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Machado_AndreFrancisco_M.pdf: 5201739 bytes, checksum: 085087757151932cbfb475a71ef60dab (MD5) Previous issue date: 2010 / Resumo: A técnica de ajuste de histórico consiste em modificar o modelo de simulação de modo que este reproduza o histórico de produções e pressões observadas. No entanto, a aplicação dessa técnica nos primeiros anos de produção de um campo fica bastante limitada, principalmente, devido à reduzida quantidade de informações disponíveis. Atualmente, a ferramenta que tem ajudado a minimizar o problema da escassez de informações é a sísmica 4D. Alguns trabalhos recentes têm contribuído para o desenvolvimento de metodologias que integrem informações sísmicas ao processo de ajuste de maneira quantitativa, resultando em modelos ajustados mais confiáveis. O objetivo principal deste trabalho foi continuar com os estudos realizados por Risso (2007) e Ida (2009) no sentido de avaliar a utilização dos mapas provenientes da sísmica 4D no processo de ajuste de histórico de produção. O foco desta pesquisa consiste na aplicação dos mapas de saturação e pressão de forma simultânea no processo de ajuste durante a fase de parametrização do problema para melhor diagnosticar e determinar as heterogeneidades do reservatório. Foi também avaliada a influência da informação do mapa de pressão na fase de otimização como um parâmetro de ajuste no sentido de melhorar a precisão da função-objetivo. Foram estudados dois modelos durante a pesquisa, um para a validação da metodologia e outro para a aplicação da mesma. A validação da metodologia proposta foi realizada num modelo bidimensional five-spot com duas barreiras geológicas e um canal de alta permeabilidade e a aplicação foi realizada num modelo modificado do Campo de Namorado. Nos dois casos, foram constatados ganhos de qualidade no ajuste de histórico proporcionado pela incorporação quantitativa dos mapas de saturação e de pressão / Abstract: The history matching technique consists in modify the simulation model so that it reproduces the historical production and pressure observed. However, applying this technique in the early years of production of a field is rather limited, mainly due limited amount of information available. Currently, the tool that has helped minimize the problem of scarcity of information is seismic 4D. Some works, such as Risso (2007) and Ida (2009), have contributed to the development of methodologies that integrate seismic data to the history matching process in a quantitative way, promoting adjusted models more reliable. The focus of this research was application of pressure map in the history matching process during the parameterization of the problem in order to supplement the information of saturation map to better determine the heterogeneity of the reservoir. In the background was evaluated the influence of pressure map information during optimization as a parameter in order to improve the accuracy of the objective function. The validation of methodology proposed was done in a simple synthetic model and the application was done in the Namorado Field, modified with one geological fault and one channel with high permeability / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Denis José Schiozer / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-16T23:27:43Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Souza_RafaelMedeirosde_M.pdf: 12544093 bytes, checksum: f23d4c568ee228b9eaa01043ebaf8b21 (MD5) Previous issue date: 2010 / Resumo: A utilização de dados de produção para o aumento da confiabilidade das previsões de produção de um campo apresenta limitações, principalmente no início do seu desenvolvimento, quando há menos dados observados e as incertezas sãomaiores. Uma alternativa para a melhora da qualidade do modelo é a utilização de mapas de saturação e pressão obtidos a partir da sísmica 4D. A incorporação destas informações ainda é pouco explorada em estudos de engenharia de reservatórios e possui grande potencial para diminuição das incertezas causadas pela falta de informação e complexidade de um campo de petróleo. Trabalhos recentes indicam que a forma ideal de se utilizar esta informação na calibração de modelos numéricos de reservatórios é convertê-la em saturação e pressão. Assim, o objetivo deste estudo é avaliar a obtenção, a partir de dados da sísmica 4D, das distribuições de saturação e pressão ao longo de reservatórios de petróleo. A metodologia proposta envolve a definição de dois métodos. No Método 1, a saturação é obtida implicitamente, por meio de um processo de inversão vinculado a dados de engenharia de reservatórios e a pressão é explicitamente obtida com a aplicação deste mapa de saturação em um processo de ajuste de histórico integrado (SOUZA et al., 2010). Este método foi aplicado em um modelo five-spot com duas falhas geológicas e um canal de alta permeabilidade. Os mapas de saturação e pressão obtidos indicam claramente as estruturas do reservatório que definem as tendências de fluxo de fluídos. Estes resultados indicam que o método iterativo mostrou-se eficaz em face às dificuldades de se modelar o comportamento da resposta acústica do reservatório. Além disso, destaca-se o uso de informações da simulação de reservatórios, como ajuste das vazões de líquidos e a abordagem iterativa entre a inversão e o processo de ajuste com o intuito de desacoplar as contribuições da saturação e pressão na composição da resposta acústica do reservatório. No Método 2, mapas de saturação e pressão são obtidos simultaneamente por meio do processo de inversão vinculado a dados de engenharia. Este método foi aplicado em um modelo do Campo de Namorado modificado. Este método permitiu a obtenção dos mapas de saturação e pressão simultaneamente e através deles foi possível identificar as principais estruturas que podem definir as tendências de fluxo no reservatório, como as falhas geológicas e canais de alta permeabilidade presentes. Dentre as principais contribuições deste estudo estão à definição de uma metodologia capaz de estimar saturação e pressão a partir de atributos sísmicos, o desenvolvimento de vínculos, baseados na engenharia de petróleo, aplicados ao processo global / Abstract: The use of production data for increasing the reliability of production forecasts of a field is limited, especially in early development, when there are fewer observed data and the uncertainties are greater. An alternative to improve the quality of the model is the use of saturation and pressure maps obtained from time-lapse seismic. The incorporation of this information is not explored in reservoir engineering studies and hás great potential for reducing uncertainties caused by lack of information and complexity of oil fields. Recent work indicates that the best way to use this information to calibrate numerical models of reservoirs is to convert it to saturation and pressure. Thus, the objective of this study is to obtain, from time-lapse seismic data, the distributions of saturation and pressure over oil reservoirs. The presented methodology consists of the definition of two methods. In Method 1, the saturation is implicitly obtained through an inversion process constrained by reservoir engineering data. Thus, the pressure is explicitly obtained with the application of map saturation in the history matching process (SOUZA et al., 2010). This method was applied to a five-spot model with two faults and a high permeability channel. The saturation and pressure maps obtained clearly indicate the reservoir structures that define fluid flow trends in the reservoir. These results indicate that the iterative method was effective to overcome pressure modeling difficulties in the reservoir acoustic response. Furthermore, it's highlighted the use of reservoir simulation information, such as the well liquid rate matching and the iterative approach between the inversion and matching process in order to decouple the contributions of saturation and pressure in the reservoir acoustic response composition. In Method 2, the saturation and pressure maps are obtained simultaneously through the inversion process constrained by engineering data. This method was applied to a modified model of the "Namorado Field" (Campos Basin, Brazil), that hás geological faults and high permeability channels. It was also necessary to apply na empirical modeling of the rock bulk modules as pressure functions (EMERICK, 2007). This improved the reservoir acoustic sensitivity and allowed, together with the engineering data constraints, obtain these maps. It was possible to identify the main structures that can set fluid flow trends in the reservoir.As major contributions of this study are the developments of a methodology able to provide saturation and pressure trends regarding time-lapse data and engineering data constraints to the overall process / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Osvair Vidal Trevisan / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica, Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-08-14T09:21:28Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Laboissiere_Philipe_M.pdf: 2164531 bytes, checksum: 22b3c21ed4e8fe61df63d3f1a38fb70b (MD5) Previous issue date: 2009 / Resumo: Métodos térmicos de recuperação, especialmente injeção de vapor, estão à frente da maioria dos projetos de recuperação de óleo pesado em terra. A injeção contínua e, mais recentemente, a injeção de vapor auxiliada por drenagem gravitacional permitem aumentar a recuperação. A razão do volume de vapor injetado por volume de óleo recuperado é um parâmetro decisivo na economicidade de projetos de inundação por vapor. No presente trabalho, um estudo experimental e um numérico na célula linear e um estudo numérico na célula SAGD foram desenvolvidos para entender melhor como a injeção de nitrogênio combinado com vapor contribui ao mecanismo de recuperação e para a possível redução em volume do vapor injetado. O estudo experimental foi conduzido num aparato de laboratório constituído de uma célula linear para a injeção contínua de vapor. Os estudos foram conduzidos em escala de laboratório com óleo pesado da bacia do Espírito Santo. As experiências na célula linear consistiram em injetar vapor ou vapor combinado com nitrogênio para recuperação de óleo. Nas experiências, vapor superaquecido a 170 ° C foi injetado a vazões entre 5 e 4,5 ml/min (equivalente em água fria) e nitrogênio injetado a vazões entre 50 e 180 ml/min. As principais conclusões da investigação (derivadas de cinco experimentos executados com consistentes condições operacionais) são: 1) a injeção de nitrogênio combinado com vapor acelera o início e o pico de produção de petróleo em comparação com a injeção de vapor puro; 2) a melhoria da razão vapor/óleo mostra o efeito benéfico da injeção de nitrogênio em substituição a uma fração substancial de vapor; 3) os volumes recuperados e as análises dos remanescentes apontam fatores de recuperação superiores a 45%. Pelos estudos numéricos, os resultados da modelagem da célula linear mostram frentes de vapor com comportamentos de acordo com os observados experimentalmente. No entanto, uma investigação mais aprofundada sobre o papel dos principais parâmetros utilizados para o ajuste de histórico é necessário. Os resultados simulados do SAGD - Wind Down mostram que 84% da produção do SAGD convencional podem ser recuperados com a metade de volume de vapor injetado, indicando uma redução da razão vapor/óleo de 42%. / Abstract: Thermal recovery methods, especially steam injection, are at the forefront of most onshore projects of heavy oil. The continuous injection and, recently, the steam assisted gravity drainage yield high recoveries. The ratio of the volume of steam injected per volume of produced oil is a decisive parameter in the success of steam flood projects. In the present work, an experimental and a numerical study were developed in the linear cell and a numerical study in the SAGD cell to better understand how the injection of nitrogen combined with steam contributes to the recovery mechanism, and to the possible reduction in volume of the injected steam. The experiment runs were conducted in a linear cell built for the continuous injection of steam. The studies were conducted at the lab scale using heavy oil originated from the Espírito Santo basin. The experiments in the linear cell consisted of continuously injecting steam or steam combined with nitrogen to recover oil. In the experiments, superheated steam at 170 ° C was injected at flow rates between 5 and 4,5 ml/min (cold-water equivalent) and nitrogen injected at rates between 50 and 180 ml/min. The main findings of the research (derived from five runs with consistent operating conditions) are as follows: 1) the injection of nitrogen combined with steam accelerates the start and peak of oil production compared to steam injection alone; 2) the improvement of steam oil ratio shows the beneficial effect of nitrogen injection in substitution to a substantial fraction of steam; 3) results indicates recovery factors exceeding 45%. On the numerical studies, the results from modelling of the linear cell show steam front behaviors in agreement to those observed experimentally. However, further investigation on the role of main parameters used for the history matching is necessary. The simulated results of SAGD - Wind Down shows that 84% of the production of conventional SAGD can be recovered with half of the volume of steam injected, indicating a reduction of steam oil ratio of 42%. / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Denis José Schiozer / Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-26T04:26:34Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Ferreira_CarlaJanaina_D.pdf: 10505037 bytes, checksum: df3394746ff67486b69af759c8682915 (MD5) Previous issue date: 2014 / Resumo: A produção de hidrocarbonetos é um negócio que envolve muitos riscos. As incertezas inerentes à produção estão relacionadas às incertezas no estado físico do reservatório e variáveis externas. A incerteza do reservatório pode ser reduzida conforme dados de produção e dinâmicos são adquiridos. A sísmica 4D (S4D) tem sido utilizada na indústria de petróleo, pois a integração de informação geofísica e de engenharia aumenta a capacidade preditiva da simulação de reservatórios. Entretanto, há questões técnicas que devem ser avaliadas antes de se iniciar um projeto de S4D. Vários estudos geofísicos usam o conceito de chance de sucesso para identificar os casos favoráveis onde são avaliados o levantamento sísmico e a magnitude das mudanças sísmicas. Porém, do ponto de vista de engenharia é importante avaliar o impacto da nova informação na operação do campo e o consequente benefício financeiro. A estimativa da chance de sucesso de um projeto de S4D é um desafio. Portanto, este trabalho apresenta uma metodologia que estima a chance de sucesso sob a perspectiva da engenharia de reservatórios. A metodologia foi desenvolvida em três fases. A primeira fase mostra que o erro de saturação de água pode ser utilizado para medir a melhora no entendimento da movimentação de fluidos no reservatório devido à aquisição da S4D. Além disso, mostra que o momento em que a sísmica 4D é adquirida impacta no valor da informação. Na segunda fase a metodologia para determinar o melhor momento para a aquisição da S4D é apresentada. O melhor momento é determinado avaliando o tempo para a chegada de água nos poços e as curvas de erro de saturação. Por fim, a metodologia para a estimativa da chance de sucesso é apresentada. A metodologia é um processo iterativo simples. A metodologia é composta por seis etapas, no qual algumas são bem estabelecidas na literatura. A tese incorpora a data que aquisição da sísmica 4D no processo e avalia a chance de sucesso por meio da variação do beneficio econômico ocasionado pelas incertezas do reservatório. A metodologia foi aplicada para um caso sintético para ilustrar o procedimento do cálculo do valor da informação e da probabilidade de sucesso / Abstract: Production of hydrocarbons is a high-risk business. The uncertainties inherent to production are related to the uncertainties in the physical state of the reservoir and external variables. Reservoir uncertainty can be reduced as new production and dynamic data become available. 4D seismic technology has been used in the petroleum industry because the integration of geophysics and engineering information increases the predictive capability of reservoir simulations. However, there are technical issues to be addressed before starting a 4D seismic project. Several geophysical studies use the chance of success concept to identify the favorable cases; evaluating the seismic survey and the magnitude of seismic changes. From the engineering point of view, it is important to evaluate the impact of new information on field operations and the consequent monetary benefit. The estimation of 4D seismic data chance of success before its acquisition is a challenge. Therefore, the thesis presents a methodology to estimate the chance of success of a 4D seismic project from the reservoir engineering perspective. The methodology was developed in three phases. The first phase shows that water saturation error can measure the improvement on the fluid behavior understanding due to 4D seismic data. Moreover, it shows that the time for 4D seismic data acquisition affects its value. The second phase presents the methodology to estimate the best time to acquire 4D seismic data. The best time estimation is determined by evaluating time for water breakthrough and the water saturation error curves. Finally, the chance of success methodology is presented. The methodology is simple and an iterative process. It is divided in six steps, in which some of them are well established in the literature. The thesis incorporates the date of 4D seismic data acquisition in the process and assesses the chance of success through the variation in the economic benefit caused by the reservoir uncertainties. The methodology was applied to a synthetic reservoir model, showing a procedure to estimate the expected value of information and the probability of success / Doutorado / Reservatórios e Gestão / Doutora em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientadores: Denis José Schiozer, Célio Maschio / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-18T20:59:19Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Vasconcelos_DavidDennysonSousa_M.pdf: 1907776 bytes, checksum: f7eeb89b73385df9b024d60d9968b96e (MD5) Previous issue date: 2011 / Resumo: As incertezas geológicas influenciam diretamente a previsão de comportamento de reservatórios de petróleo, podendo, muitas vezes, tornar mais complexo o uso de ferramentas como simuladores de fluxo. A integração de técnicas de redução de incertezas e ajuste de histórico ganha um importante destaque neste processo, principalmente devido às limitações apresentadas pelas técnicas tradicionais de ajuste de histórico, sobretudo em campos com poucos dados de produção e maiores incertezas. O objetivo principal desse trabalho é obter um ajuste de histórico probabilístico a partir da redução das incertezas do modelo de reservatório. A proposta desse estudo é apresentar contribuições a uma metodologia existente, com o objetivo de possibilitar o tratamento de um elevado número de atributos incertos e aumentar a eficiência do processo. O método consiste em um procedimento dinâmico de calibração de propriedades do reservatório, utilizando dados observados e técnicas de amostragem. Os atributos considerados, discretizados em níveis de incertezas (com uma probabilidade associada), são submetidos a um processo de amostragem, com o método de Hipercubo Latino e, posteriormente combinados estatisticamente. Cada combinação entre níveis dos diferentes atributos resulta em um modelo de simulação e, após realizadas as simulações, novas probabilidades são estimadas, para cada nível, a partir de um procedimento que utiliza a diferença entre os dados observados e simulados, relativos a cada modelo. A qualidade do ajuste obtido pode ser avaliada a partir das curvas de incertezas, compostas por modelos representativos das probabilidades iniciais e finais de cada atributo e através dos indicadores propostos nesse trabalho, como variabilidade das probabilidades e afastamentos por poço. Os resultados obtidos indicam um método capaz de fornecer resultados confiáveis no processo de mitigação de incertezas, quando há dados de histórico disponíveis. O aumento na qualidade dos resultados com esse método, para as situações onde os atributos possuem mais níveis discretos que o convencional (normalmente são 3 níveis), depende do esforço computacional (em termos do número de simulações). Contudo, não há um aumento expressivo do número de simulações, como ocorre na técnica de árvore de derivação usada em trabalhos anteriores / Abstract: The geological uncertainties influence directly the prediction of reservoir behavior, making more complex the use of tools such as flow simulators. The integration between mitigation uncertainties techniques and history matching gains an important emphasis in this process, mainly due to the limitations presented by history matching traditional techniques, especially in areas with little observed data and greater uncertainties. The main objective of this work is to set a probabilistic history matching from the mitigation of reservoir uncertainty. The purpose of this study is to provide input to an existing methodology, in order to allow treatment of a large number of uncertain attributes and increase process efficiency. The method involves a dynamic procedure of global and local calibration of the geological model, using observed data and sampling techniques. The considered attributes, discretized into uncertainty levels (with an associated probability), are undergoing a sampling process, with Latin Hypercube method and then statistically combined. Each combination among levels of different attributes results in a complete simulation model, and after the simulations are performed, new probabilities are estimated for each level, from a procedure that uses the difference between observed and simulated data for each model. The quality of the history matching process can be evaluated from the uncertainty curves, composed of representative models of initial and final probabilities of each attribute, and using the indicators proposed in this work, as probabilities variability and the difference between observed and simulated data by well. The results obtained with this methodology indicate a tool capable of providing reliable results in the uncertainty mitigation process, when there is observed data available. The increase in quality of results with this method, for situations where the attributes has a number of discrete levels higher than the conventional technique (3 levels) depends on the computational effort (in terms of simulations number), but without the significant increase in the simulations number, as in the derivation tree technique used in previous works / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo