Orientador: Denis José Schiozer / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica / Made available in DSpace on 2018-08-19T21:21:13Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Silva_LucianadosSantos_M.pdf: 12675920 bytes, checksum: 63532a17aa12aa538936a8b7e2f0b435 (MD5) Previous issue date: 2011 / Resumo: A grande quantidade de incertezas presente na modelagem de reservatórios gera riscos na previsão de comportamento de um campo de petróleo. Assim, torna-se imprescindível o ajuste de histórico, que é a calibração do modelo de simulação do reservatório com os dados dinâmicos observados, aproximando o modelo da realidade e gerando previsões mais confiáveis. Diversas metodologias surgiram para integrar a análise de incertezas com o ajuste de histórico, mas devido à complexidade do processo, algumas delas só se aplicam a casos simples. A proposta deste trabalho é aplicar os métodos desenvolvidos por Moura Filho (2006), Becerra (2007) e Maschio et al. (2010) em um caso complexo sintético, similar a um modelo real de um reservatório de petróleo e avaliá-los para propor melhorias na metodologia. A técnica consiste em utilizar as diferenças entre os dados de produção observados e os simulados para reduzir as incertezas do reservatório, calculando as probabilidades dos níveis dos parâmetros incertos. Para isso, os atributos incertos são discretizados em três níveis e é feita uma análise de sensibilidade para escolher os atributos críticos, os quais são combinados através da árvore de derivação para gerar os diferentes modelos de simulação. Com os dados históricos (medidos) e simulados destes modelos, é feita a redistribuição das probabilidades dos níveis utilizando e comparando dois métodos: o de Moura Filho e Becerra (Método 1) e o de Maschio et al. (Método 2). Os resultados deles não mostraram boa eficiência na redução das incertezas para o caso estudado, pois as curvas continuaram muito espalhadas com relação ao histórico. Sendo assim, foram criados o Método 3, utilizando as melhores práticas da formulação dos dois estudados com o objetivo de tornar a metodologia mais robusta para uso em casos reais, e o Método 4, que é uma reaplicação do Método 3 após a redefinição dos valores dos níveis dos atributos. Uma comparação dos resultados dos quatro métodos mostra a evolução da redução das incertezas. Além disso, consegue-se diminuir a dispersão dos modelos representativos, centralizando-os com relação ao histórico de produção, o que permite uma melhor previsão de produção e maior confiabilidade na análise de risco de projetos futuros / Abstract: The large amount of uncertainties in reservoir modeling increases petroleum production forecast risks. Therefore, the history matching, which refines the simulation model to closely reproduce production data, is a vital procedure once it approximates numerical models to reality providing reliable predictions. Many methodologies were developed to integrate uncertainty analysis and history matching in order to mitigate the reservoir uncertainties by using the observed data, but due to the process complexity, some of them are applicable only in simple cases. In this context, the present work aims to evaluate the application of existing methods, developed by Moura Filho (2006), Becerra (2007) and Maschio et al. (2010), in a synthetic complex model (i.e. similar to a real field) and propose new methods with some improvements to be applied in real cases of the petroleum industry. The main characteristic of these methods is the use of differences between observed and simulated data to recalculate the probabilities distribution of uncertain parameters with the purpose of reducing reservoir uncertainties. To apply the methods, the uncertainty attributes are discretized in three levels and a sensibility analysis is done to select the critical attributes, which are combined by a derivative tree generating different simulation models. With history and simulated data of these models, the redistribution of occurrence probabilities is made with different formulas: Moura Filho e Becerra (Method 1) and Maschio et al. (Method 2). These two methods are compared and their results don't show good efficiency in uncertainty reduction of the studied case, because the final curves remain widely scattered around history data. Then, two methods are proposed, Method 3, which combines the best practices of the two reviewed ones, making it robust to be used in real cases with a great number of wells and production functions to be adjusted such as water production and pressure. The second proposed one, Method 4, is a reapplication of the third method with a redefinition of attribute values in order to refine the results. A comparison of the results of the four methods shows an evolution in the uncertainty reduction. Besides that, there is a decrease in the dispersion of the representative curves, which are centralized around the history data, providing a better production forecast and greater reliability in risk analysis of future projects / 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 2018-08-21T00:33:54Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Botechia_ViniciusEduardo_M.pdf: 3473295 bytes, checksum: 288cc56a7d5a789358ce2ca356f3a7e6 (MD5) Previous issue date: 2012 / Resumo: A seleção de uma estratégia de produção em campos de petróleo no início do desenvolvimento é uma tarefa bastante complexa, devido à grande quantidade de variáveis e incertezas envolvidas, bem como à grande quantidade de alternativas possíveis. A solução do problema depende das características geológicas do reservatório e do sistema de produção do campo. Em campos heterogêneos, a complexidade do problema aumenta, já que a quantidade de atributos incertos na caracterização destes campos é maior, aumentando os riscos envolvidos. A maioria dos trabalhos que visa selecionar estratégias de produção leva em consideração somente os indicadores de campo no processo, não aproveitando informações importantes sobre o comportamento dos poços nos cenários incertos, que é diferente para cada cenário considerado. Dessa forma, este trabalho busca tornar o processo de otimização mais eficiente e dar maior confiabilidade às soluções encontradas através da análise do comportamento dos poços nos diversos cenários. Utiliza-se o conceito de modelos representativos para considerar as incertezas envolvidas e realizar a análise, através de um cruzamento de dados entre esses modelos. Além disso, são feitas comparações entre indicadores econômicos específicos para os poços. Os resultados sugerem que através destas análises é possível obter novas alternativas na seleção da estratégia de produção, aumentando o retorno monetário médio ou diminuindo o risco associado a determinadas opções de estratégias / Abstract: The selection of a production strategy in oil fields in early development phase is a complex task due to many variables and uncertainties involved and the large number of possible alternatives. The solution depends on the geological characteristics of the reservoir and the production system. In heterogeneous fields, the complexity of the problem increases since the number of uncertain attributes in the characterization of these fields is higher, thus increasing the risks involved. Most studies that aim at selecting production strategies take into account only the field indicators in the process, not considering important information of the behavior of the wells in uncertain scenarios which is different for each scenario. Thus, this project seeks to make the optimization process more efficient and robust by analyzing the behavior of wells in various scenarios. The methodology uses the concept of representative models to consider the uncertainties involved and to perform the analysis through a crossing of data between these models. Furthermore, some well economic indicators are compared. The results suggest that through these analyzes is possible to obtain new alternatives in the selection of production strategy, increasing the average return or decreasing the risk associated with some options of strategies / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientadores: Ana Teresa Ferreira da Silva Gaspar, Denis José Schiozer / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica, Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-26T14:15:35Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Marques_LiviaMoraes_M.pdf: 3125937 bytes, checksum: 3a6fcd348f6c750ba19e1321813f734c (MD5) Previous issue date: 2014 / Resumo: A estratégia de produção é um importante componente do desenvolvimento exploratório de um reservatório de petróleo e gás natural. O nível de investimentos decorrentes da estratégia escolhida depende das características geológicas do campo, mas pode depender também do modelo econômico e do regime fiscal. Em 2010, o governo brasileiro alterou o marco regulatório para a exploração e produção das reservas do pré-sal localizadas nas bacias de Campos e Santos, de "concessão" para "contrato de partilha de produção" (CPP). Estudos prévios mostram que em cenários econômicos otimistas, a estratégia de recuperação otimizada apresenta baixa dependência dos regimes fiscais. Este trabalho considera quatro cenários econômicos para uma avaliação da influência do regime fiscal no desenvolvimento de um campo petrolífero em diferentes situações. Para isto, dois modelos de simulação numérica de reservatórios são submetidos ao processo de seleção de estratégia de produção para ambos os regimes fiscais a fim de realizar comparações através de indicadores de avaliação técnicos e econômicos. Considerando a seleção da estratégia de produção baseado na função-objetivo VPL (valor presente líquido) da empresa, os resultados indicam que o regime fiscal influencia a estratégia e o nível de investimento, principalmente em cenários econômicos mais pessimistas. O regime de partilha de produção foi projetado para arrecadar maiores participações governamentais. De fato, resultados indicam que a fatia governamental (FG) resultante das estratégias otimizadas para o CPP é superior à obtida pelo regime de concessão. No entanto, quando analisados em receitas governamentais (RG) nem sempre é superior sob o regime de partilha. Casos de reservatório com grande volume original de óleo in situ (VOOIS) geram maiores receitas totais se o campo for desenvolvido sob regime de concessão, ocasionando receitas superiores tanto para a companhia quanto para o governo. Resultados indicam a importância de se analisar com cautela as participações governamentais e interpretar corretamente ambos indicadores / Abstract: Production strategy is an important component of an oil and natural gas reservoir exploratory development. The level of investments derived from the chosen strategy depends on reservoir characteristics but it can also depends on the economic model and fiscal regime. In 2010, Brazilian government changed its regulatory framework for the exploration and production of the pre-salt reserves located in Campos and Santos basins regions from royalty and tax (R&T) to production sharing contract (PSC). Previous works have shown that, in optimistic scenarios, the optimal recovery strategy presents low dependency on fiscals systems. This work considers four economic scenarios for an evaluation of the fiscal regime influence on an oil field development under different situations. For this, two reservoir numeric simulation models were submitted to the production strategy selection process for both fiscal systems to make comparison using technical and operational evaluation indicators. Considering the production strategy development based in the company object-function NPV (net present value), the results indicates that the fiscal regime influence strategy and the level of investments, mainly in pessimistic economic scenarios. The PSC was designed aiming to generate higher government participations. Results indicate that, in fact, the resulting government take of the optimized strategies for PSC are superior to the results from R&T. However, when analyzed in government revenues, it is not always superior under PSC. Reservoir cases with high volumes of original oil in place (VOOIP) generate higher total revenue if the field is developed under R&T, resulting in higher revenue for both the company and the government. Results indicate the importance of analyzing the government participations with care and interpreting correctly both indicators / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestra em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientadores: Denis José Schiozer, Arnaud Lange / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-26T16:46:39Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Lima_Alexandrede_M.pdf: 3755455 bytes, checksum: 9ceb17ac0ecaaecbc45e059c8549115a (MD5) Previous issue date: 2014 / Resumo: A maior parte das reservas provadas de óleo convencional no mundo está contida nos reservatórios carbonáticos, as quais, em sua maioria, apresentam fraturas responsáveis por impactarem no fluxo do reservatório. Estas descontinuidades conhecidas como fraturas são encontradas na natureza em diversas escalas e, dependendo do tamanho, podem apresentar dificuldades para serem caracterizadas e modeladas matematicamente. Para exemplificar, pode ser citada a complexidade intrínseca à caracterização de fraturas subsísmicas para modelar objetos em escala menor do que a escala de dados de sísmica e poço. De maneira geral, as fraturas sempre foram um desafio devido a diversos motivos tais como o acréscimo no tempo computacional nas simulações e as dificuldades na caracterização. Estas preocupações se agravam pelo fato de que, na maior parte das vezes, os estudos em engenharia já são complexos, iterativos e consomem elevado tempo até sua finalização como, por exemplo, no processo de ajuste de histórico. Com a intenção de auxiliar e reduzir o tempo despendido nestes estudos é proposta a construção de uma ferramenta rápida capaz de selecionar modelos através do uso da teoria dos Grafos, antes de partir diretamente para onerosas simulações de reservatórios fraturados. Assim, desenvolve-se uma metodologia de análise de conectividade entre poços e também entre poço-reservatório baseada na representação de modelos de reservatórios através da teoria dos Grafos e do uso de seus algoritmos. Esta metodologia é utilizada em quatro aplicações distintas: (1) seleção inicial de modelos estáticos, (2) validação da relação entre conectividade e tempo de irrupção de água, (3) auxílio no processo de ajuste de histórico e (4) melhoria da eficiência de varrido / Abstract: Most proven conventional oil reserves in the world are contained in carbonate reservoirs, which mostly of them have fractures that impact on reservoir dynamic behavior. These discontinuities well-known as fractures are found in nature on several scales and, depending on theirs size, they can present many difficulties to be characterized and modeled mathematically. As an example that can be mentioned is the intrinsic complexity of subseismic fractures characterization to model objects on a smaller scale than the scale of seismic and well data. Overall, fractures have always been a challenge because of various reasons like the increasing in computational time simulating or the difficulties faced to characterize them. These concerns are related to the fact that most of the engineering studies are already complex, iterative and consume large time until its conclusion as, for example, the history matching process. In order to assist and reduce the time spent on these studies is proposed to build a fast tool able to select models through the use of the theory of Graphs, before leaving directly to costly fractured reservoir simulations. Thus, it is developed a methodology of connectivity analysis between wells and also between well and all reservoir, which is based on the representation of reservoir models by Graph theory and the use of its algorithms. This methodology is employed in four different applications: (1) initial selection of static models, (2) validation of the relationship between connectivity and breakthrough time, (3) to assist the history matching process and (4) for improving the sweep efficiency / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientadores: Denis Jose Schiozer, Martin Julian Blunt / Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica e Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-08-13T09:49:42Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Beraldo_ValcirTadeu_D.pdf: 9605890 bytes, checksum: 4a102164c597164e50bd6a9d11c41c7c (MD5) Previous issue date: 2008 / Resumo: A variação espacial da composição inicial do óleo é um fenômeno que aparece em alguns reservatórios e que deve ser considerada nas simulações. O objetivo desta tese é implementar uma formulação que considera essa variação em simuladores por linhas de corrente. Esse tipo de simulação pode, em muitas situações, ser mais rápido que os simuladores por diferenças finitas. Uma das limitações importantes da simulação por linhas de corrente é o tratamento de compressibilidades de rocha e fluido. Por isso, foi também implementada uma formulação que considera compressibilidade com variação da qualidade do óleo. Inicialmente um simulador bifásico por linhas de corrente para sistema incompressível foi alterado para trabalhar com dois componentes na fase óleo, permitindo assim considerar a variação das propriedades desta fase. Em seguida, o simulador foi modificado, incorporando a formulação para sistemas compressíveis com variação de qualidade de óleo. Foi necessário criar, nesta fase, alguns procedimentos para tornar o programa estável nas diversas situações testadas. As implementações foram validadas através de comparações com simuladores comerciais por diferenças finitas em uma série de modelos que representam situações normalmente encontradas. Os testes mostraram que, em ambas formulações, foi possível a reprodução satisfatória dos resultados, utilizando os simuladores por linha de corrente. Na formulação para sistema compressível, foi feita uma análise de sensibilidade do tempo de execução e da qualidade da solução a alguns parâmetros de controle numérico que foram definidos no código computacional. Em modelos de sistemas compressíveis com variação nas propriedades de óleo, heterogêneos e refinados, os resultados mostraram que a combinação adequada de parâmetros permite a simulação por linhas de corrente em tempos sensivelmente menores que a simulação por diferenças finitas, mantendo-se a qualidade dos resultados. / Abstract: Spatial oil composition variation can be found in some reservoirs and it has to be considered in simulations. The goal of this thesis is to implement a formulation that considers this variation in streamline simulators, which can be, in many situations, faster than finite difference simulators. One of the important restraints of streamline simulations is the treatment of rock and fluid compressibility. Therefore, a formulation that considers oil quality variation with compressibility has also been implemented. At first, a two phase streamline simulator for incompressible system was modified to work with two components in the oleic phase, allowing consideration of property variations on this phase. Then, the simulator was modified in order to incorporate the formulation for compressible system with oil quality variation. The implementations have been validated by comparisons with a finite difference commercial simulator in several compressible reservoir models, showing good results. Using the formulation for compressible systems, it has been done a sensitivity analysis of execution time and quality of solution with the variation of some numerical parameters that have been defined in the computational code. In models of heterogeneous and very refined reservoirs with oil property variation, the results showed that the appropriate combination of numerical parameters allows running the streamline simulation much faster than finite difference simulation, while keeping the quality of the results. / Doutorado / Reservatórios e Gestão / Doutor em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Denis Jose Schiozer / Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica e Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-08-13T11:18:36Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Risso_ValmirFrancisco_D.pdf: 9435021 bytes, checksum: 278e304092ceeb3f841e585ac7a34e55 (MD5) Previous issue date: 2007 / Resumo: O ajuste de histórico de produção tem como principal objetivo calibrar modelos numéricos de campos de petróleo para que os resultados de produção e de pressão da simulação sejam coerentes com o histórico de produção e de pressão observados e que estes modelos ajustados possam ser usados na previsão de produção com maior confiabilidade. Essa técnica apresenta algumas limitações, principalmente no início do desenvolvimento do campo quando há menos dados observados e as incertezas são maiores, o que torna o processo de ajuste do modelo numérico menos confiável. Com o avanço das técnicas de processamento sísmico e com a sísmica 4D, já é possível a obtenção de mapas de saturação do campo e com essa informação adicional, melhorar a qualidade do modelo em estudo possibilitando realizar previsões de comportamento do campo mais confiáveis, principalmente em campos onde a água proveniente de poços injetores ou de aqüíferos ainda não alcançou os poços produtores. O trabalho atual propõe uma metodologia para aumentar a confiabilidade do modelo numérico através da incorporação dos mapas de saturação no processo de ajuste do histórico do campo, combinando estas informações com os dados de produção de óleo, água e gás, de injeção e de pressão. A utilização dos mapas no processo de ajuste aumenta o número de parâmetros a serem analisados no processo de ajuste, aumentando assim o número de simulações necessárias e dificultando a análise dos resultados. Uma alternativa para tentar minimizar esse problema é a metodologia do planejamento estatístico e da superfície de resposta, a qual permite estudar um número maior de variáveis e regiões críticas ao mesmo tempo possibilitando otimizar ou minimizar várias respostas simultaneamente, estruturando melhor as etapas do processo de ajuste evitando-se o processo usual de tentativa e erro. / Abstract: The main objective of history matching is to improve numerical models of oil fields by incorporating observed data, production and pressure, into the characterization process, in order to obtain more reliable production forecasting. This technique presents some limitations mainly in the beginning of the development of oil fields, when less information is available and higher uncertainties are present. With seismic 4D, it is possible to obtain saturation maps allowing the improvement of the numerical model yielding a more reliable production forecasting. The objective of this work is to developed a methodology to improve the numerical model through the incorporation of the saturation maps in the process of history matching. The process requires a higher number of critical parameters to be analyzed in the adjustment process; therefore, it is necessary to increase the number of simulations yielding a more complex procedure. An alternative to minimize this problem is the statistical design and response surface methodologies which allow to study many variables and regions at the same time. It is possible to optimize some answers simultaneously, improving the process by reducing the manual work yielding better results. / Doutorado / Reservatórios e Gestão / Doutor em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientadores: Denis Jose Schiozer, Celio Maschio / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica, Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-08-14T07:27:37Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Ida_Mauro_M.pdf: 14939670 bytes, checksum: 3bac33f4177c36ec35c53933f345273b (MD5) Previous issue date: 2009 / Resumo: Boas decisões no gerenciamento de um campo de petróleo em produção dependem fortemente da confiabilidade da previsão de produção que demanda um modelo de escoamento que reproduza com boa precisão o histórico de produção. Devido à complexidade do processo de ajuste de histórico de produção, vários modelos podem resultar em ajustes aceitáveis, porém ainda com incertezas na previsão de produção, principalmente pelo fato de existirem algumas heterogeneidades de grande impacto não observadas na fase de caracterização do modelo. Para reduzir as incertezas, surgiu a tecnologia de sísmica 4D que a partir de análises qualitativas permite identificar frentes de saturação de água, resultando em grandes avanços na caracterização do reservatório e, conseqüentemente, no ajuste de histórico. Apesar de muito útil, em alguns casos podem levar a interpretações equivocadas, sendo necessário um procedimento adicional para o uso da informação dessa tecnologia. O objetivo principal deste trabalho é propor uma metodologia que utiliza simultaneamente os dados de produção e quantitativamente a impedância acústica da sísmica 4D para identificar as heterogeneidades do reservatório visando melhorar a qualidade do ajuste de histórico. A metodologia proposta consiste de duas etapas principais: parametrização e otimização com algoritmo genético. A validação da metodologia proposta foi realizada num modelo bidimensional five-spot com duas falhas geológicas e um canal de alta permeabilidade e a aplicação foi realizada num modelo modificado do Campo de Namorado com as seguintes características: total de 44 poços, uma falha geológica e um canal de alta permeabilidade. Em todos os modelos, foram constatados ganhos de qualidade no ajuste de histórico proporcionado pela incorporação quantitativa da sísmica 4D. / Abstract: Good decision making related to oilfield management depends on reliability of production forecast which demands calibrated reservoir simulation models. Due to the complexity of the production history matching process, there are many models with reasonable match but, many times, with different forecasts, mainly due to important heterogeneities that are not observed during the reservoir characterization phase. In order to reduce this uncertainty, a new technology named 4D seismic became available which uses quantitative analysis to identify water saturation front resulting in huge advance in reservoir characterization and consequently in history matching. Although this technology is very useful, in some cases, it can result in mistaken interpretation and it needs additional work to use this technology. The main objective of this work is to propose a methodology to use production data and quantitatively acoustic impedance from 4D seismic to identify reservoir heterogeneities to increase the quality of the history matching. The methodology proposed is divided in two main steps: parametrization and optimization with genetic algorithm. 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 / Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geonciências / Made available in DSpace on 2018-08-25T02:58:58Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Barreto_CarlosEduardoAndradeGomes_D.pdf: 32862139 bytes, checksum: a675c53341d5c762ef1540a698f013c6 (MD5) Previous issue date: 2014 / Resumo: O posicionamento de válvulas de controle ao longo de poços de petróleo é baseado na viabilidade econômica de sua instalação para melhorar o desempenho da produção considerando o controle do escoamento do reservatório para o poço. Para tomar a decisão de instalar essas válvulas, frequentemente, a simulação de reservatórios é utilizada para representar a operação do sistema produtivo e auxiliar a estimativa dos benefícios econômicos e a avaliação de risco de fazer os investimentos requeridos. Entretanto, para casos específicos, o elevado número de variáveis envolvidos na solução deste problema e a relação entre os recursos computacionais disponíveis e o tempo necessário para avaliação fazem com que métodos tradicionais de otimização e seleção demandem muito esforço computacional sendo até inviáveis para algumas aplicações. Este trabalho propõe um método de otimização que utiliza dados técnicos e econômicos gerados na previsão do comportamento do reservatório para auxiliar na otimização e seleção de válvulas de controle em poços produtores. O principal objetivo do método é reduzir o número de variáveis do problema e o espaço de busca das variáveis delimitando regiões com maiores potenciais para serem analisadas. Selecionam-se quais regiões dos poços tem maior potencial de avaliação a partir do uso de indicadores de produção e econômicos. Com esta análise, a otimização é realizada por partes, privilegiando inicialmente as análises nas regiões com maior potencial e seguindo na direção das regiões com menor potencial até não ser mais encontrada a viabilidade de aplicação de válvulas. Cada região é otimizada de forma isolada. Isto evita a análise de regiões com menor potencial mesmo antes de avaliações em regiões potencialmente viáveis. Para avaliar a eficiência do método, os resultados encontrados são comparados com resultados gerados por um algoritmo evolucionário. A metodologia é aplicada em casos simples para avaliar o desempenho do método e melhor comparar com as repostas do algoritmo evolucionário e é aplicada em casos mais complexos para avaliar o desempenho do método em condições mais próximos aos reais. Os resultados para o caso simples mostraram que o método proposto atingiu soluções similares aos encontrados pelo algoritmo evolucionário, mas com um número de simulações reduzido. Já para o caso mais complexo, os resultados apresentados pelo método proposto foram superiores e o algoritmo evolucionário apresentou dificuldade em solucionar o problema com o número máximo de simulações permitidas. O uso de dados técnicos e econômicos auxiliou de forma relevante na evolução do método de otimização, uma vez que reduziram o número de variáveis e o espaço de busca. Em cada caso, as os indicadores das alternativas testadas se mantiveram próximas aos da solução otimizada desde o início da simulação e não houve uma dispersão significativa, comparando com as soluções testadas pelo algoritmo evolucionário. Além disso, as avaliações mostram que o valor presente líquido de um projeto pode aumentar significativamente com a inclusão de válvulas de controle. Observa-se também uma influência significativa do cenário econômico no resultado das otimizações. Portanto, o método proposto pode ser utilizado em problemas reais com relevantes restrições computacionais e de tempo ao invés do uso de métodos tradicionais de otimização. Conclui-se que o método de otimização proposto atingiu os objetivos de ser eficiente na busca da solução ótima com um número reduzido de simulações de reservatórios. O uso de indicadores para guiar o método de otimização reduz o espaço de busca e evita a avaliação de alternativas com baixo potencial de aplicação. A otimização por partes é um instrumento que pode ser utilizado na otimização de válvulas de controle e auxilia na melhoria do desempenho do processo como um todo e, se bem utilizado, não interfere negativamente na obtenção de soluções próximas à ótima. Além disso, o uso de válvulas de controle se mostra viável em casos específicos, principalmente em casos em que existe uma restrição na vazão da plataforma. As válvulas de controle também são eficientes no aumento da produção total de óleo e na redução da vazão de água nos anos logo após a chegada de água, apesar de a produção total de água possa ser maior / Abstract: The selection of number and position of inflow control valves in petroleum wells is complex and involves a high number of analyses to determine their viability of installation. Reservoir simulation can be used to represent valve operation and forecast production to evaluate the benefits in long terms. However, in specific cases, the high number of variables involved in this type of problem associated with the usual time-consuming of a single reservoir simulation made traditional optimization methods inefficient to solve the problem within an adequate time frame. This work proposes a dynamic optimization process that uses economic and technical indicators to speed up the process. The main ideia is to improve the exploration efficiency of the search space by selecting more potential well regions to start the process and to use an optimization workflow that splits the whole optimization in some suboptimization processes to evaluate each region at time. To assess the effectiveness of the proposed method, its results are checked by comparing them with those of an evolutionary algorithm using a simple example. The methodology is also applied in a more complex example with different geological scenarios. The results show that the proposed method achieves good results when compared with the evolutionary algorithm results. The design optimization in the complex example shows that the dynamic process is able to significantly increase the Net Present Value of the field with an acceptable number of simulation runs. It is also shown that the use of economic and technical indicators can be applied to reduce the number of variables of the problem, to define suitable constraints for each variable and to help the initial guess of seeds for the optimization method. It is concluded that the proposed methodology can be efficiently used to optimize inflow control valve design in cases in which computational resources and available time are limited. The use of indicators to better explore the search space is a viable way to selected more potential alternatives to be analyzed. The division of the whole optimization process in smaller pieces is an alternative to reduce the number of variables and to make faster evaluation, whitout loosing precision. In addition, the application of valves can improve total oil production, to retard water breakthrough and to reduce the water flow rate in the begginig of the water production, even with an increase in the total water production / Doutorado / Reservatórios e Gestão / Doutor em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Denis Jose Schiozer / Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica, Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-26T05:42:36Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Avansi_GuilhermeDaniel_D.pdf: 12200632 bytes, checksum: d09b5daf81970a904dbbb737178de400 (MD5) Previous issue date: 2014 / Resumo: A simulação numérica é fundamental para a engenharia de reservatórios, possibilitando a previsão de produção e avaliação de modelos em diferentes estágios da vida produtiva de um campo. Todavia, para isso, é necessário calibrar os modelos com dados de histórico de produção e mapas, sendo indispensável um modelo geológico confiável para gerar modelos numéricos consistentes. O processo de ajuste de histórico tem sido integrado às áreas de estudo de caracterização de reservatórios e sísmica 4D para que melhores resultados possam ser obtidos. Muitas vezes, é difícil testar a aplicabilidade de novas metodologias nessas áreas de trabalho, pois os reservatórios reais são desconhecidos no momento das decisões, e raramente são feitos estudos posteriores para isso. Dessa forma, um dos objetivos principais desta tese é a criação de um modelo sintético (UNISIM-I-R), com características reais e resposta conhecida, a partir de dados públicos do Campo de Namorado, Bacia de Campos, Brasil, de forma que o reservatório real possa ser substituído por um modelo de referência para que metodologias sejam testadas e comparadas durante as fases de pré e pós-desenvolvimento do campo. Para testar as aplicações, outros dois modelos são criados, UNISIM-I-D e UNISIM-I-H, para que metodologias de estratégia de produção e de ajuste de histórico sejam testadas, validadas e comparadas. A aplicação utilizada e apresentada neste trabalho é a de ajuste de histórico, integrada à caracterização geológica e sísmica 4D. Mostra-se o ajuste simultâneo de diferentes funções-objetivo, mantendo a consistência dos modelos gerados, de modo a resultar em previsões de produção confiáveis. Para que modelos geológicos sejam calibrados durante a fase de caracterização integrada ao ajuste, perturba-se o modelo geológico utilizando poços virtuais. Sendo assim, as principais contribuições deste trabalho são a construção de um problema típico da engenharia de reservatórios, com resposta conhecida, e de uma metodologia de ajuste de histórico integrada com a caracterização de reservatórios e sísmica 4D, a qual preserva a consistência geológica dos modelos gerados / Abstract: Numerical simulation is essential for reservoir engineering, allowing the production forecasting and models evaluation in different stages of field production. Besides quantifying reservoir uncertainties in a field planning and developing, it is necessary to adjust models with history production and map data, being indispensable a reliable geological model to get consistent numerical ones. History matching process has been integrated to reservoir characterization and 4D seismic study areas in order to get better results. The applicability of new technologies in these areas is frequently restricted to real reservoir applications, once they are unknown at the time of the decision making, and further studies are rarely made for this. This work aims the creation of a synthetic model, UNISIM-I-R, using a public dataset from Namorado Field, Campos Basin, Brazil, where the real reservoir is replaced with a reference model with known properties, so that methodologies can be tested and compared in a pre and post-development stages of field production. In order to test the applications, two other models are built, UNISIM-I-D and UNISIM-I-H, testing, comparing and validating selection of production strategy and history matching approaches. The proposed and used application is the history matching, reservoir characterization and 4D seismic integrated studies. This way, a simultaneous calibration of different objective-function is proposed, keeping the geological consistency in an adjustment approach for a reliable forecast production. However, it is necessary to perturb the geological model using virtual wells during the reservoir characterization to get the calibration. In conclusion, the main contributions of the presented work are the construction of a typical reservoir engineering problem, with known answer, and the development of an integrated history matching by reservoir characterization and 4D seismic, which preserves the consistency of geological models construction / Doutorado / Reservatórios e Gestão / Doutor 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 2018-08-26T09:48:51Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Lamas_LuisFernandodeOliveira_M.pdf: 7621400 bytes, checksum: 2a0dfa71de9030f941d4937ac201a02e (MD5) Previous issue date: 2014 / Resumo: A injeção de polímeros é uma técnica de recuperação melhorada de óleo que consiste da mistura de polímeros à água para aumentar sua viscosidade e diminuir a razão de mobilidade entre o fluido deslocante e o fluido deslocado. A menor razão de mobilidade resulta em um melhor varrido areal e retardamento da irupção do fluido injetado nos poços produtores. O objetivo deste trabalho é estudar o efeito da injeção de polímeros no espaçamento ideal entre os poços pois se a influência for grande, a decisão pela injeção de polímeros deve ser tomada nos primeiros estágios da vida do campo. Para isso, este trabalho compara estratégias selecionadas para injeção de água às selecionadas para injeção de polímeros e realiza um teste com simulações cruzadas, onde polímeros são injetados para a estratégia selecionada para água e água é injetada na estratégia selecionada para polímeros. Os resultados mostram que, para o caso estudado, a diferença entre os espaçamentos dos poços não é muito grande e que o controle dos parâmetros operacionais é suficiente para compensar possíveis vantagens devido a posições diferentes dos poços. Dessa forma, para o exemplo e condições testadas, o campo pode ser desenvolvido considerando injeção de água e a decisão pela injeção de polímeros pode ser tomada nos estágios posteriores da vida do campo / Abstract: The injection of polymers is an improved oil recovery technique which consists on the mixture of polymers to the water to increase its viscosity and reduce the mobility ratio between the displacing and the displaced injection fluids. This smaller mobility ratio results in a better sweep efficience and a delay in the breakthrough time. The objective of this work is to study the effect of the polymer injection in the ideal spacing among the wells once if the influence is important, the decision for injecting polymers should be taken in the earlier stages of the field life. This work consists on the comparison of production strategies considering water and polymer flooding and tests, a crossed simulations, where polymers are injected in the strategy selected for water, and water is injected in the strategy selected for polymers. The results show that for the studied case, the difference among the well spacing for both strategies is not very important, and the control of the operational parameters is enough to compensate possible advantages due to different perforation schemes. It means that the field can be developed considering water injection and the decision for polymer flooding can be taken in the later stages of the field economic life / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo