Orientadores: Denis Jose Schiozer, Rogerio Favinha Martini / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-08-10T21:15:17Z (GMT). No. of bitstreams: 1 CavalcanteFilho_JoseSergiodeAraujo_M.pdf: 2472913 bytes, checksum: 464d5c8a43739b69b30541844e3fe175 (MD5) Previous issue date: 2005 / Resumo: A definição e otimização de estratégias de produção são processos complexos porenvolverem diversas variáveis e possuírem um grande número de cenários possíveis. Mapas de qualidade são importantes ferramentas de auxílio à decisão, capazes de representar várias propriedades do reservatório que influenciam na produção do campo, sendo, portanto, úteis no processo de definição e otimização de estratégias de produção, como mostrado por outros autores que verificaram um aumento de eficiência nos estudos onde foram utilizados. Estes mapas integram as variáveis geológicas e de fluido do reservatório permitindo a identificação de regiões de maior ou menor potencial de produção, tanto para campos novos quanto para campos maduros. O método de geração de mapas de qualidade mais utilizado na literatura usa simulações numéricas de reservatórios considerando apenas um poço produtor que é simulado pelo tempo necessário para representar a produtividade de cada região, e cuja posição muda a cada simulação de modo a cobrir toda a malha do reservatório. Este método exige um grande número de simulações e enorme esforço computacional. O objetivo deste trabalho é propor metodologias confiáveis a fim de acelerar o processo de geração do mapa de qualidade. No presente trabalho diversos métodos de geração são desenvolvidos e avaliados segundo suas vantagens e desvantagens após um rigoroso estudo. O método da krigagem é utilizado para interpolar os pontos não simulados dos mapas gerados. São utilizados diferentes modelos de reservatório efunções-objetivo (forma de avaliação do potencial de cada região), além de diversos métodos de geração, para a realização de uma análise completa e confiável dos métodos propostos. Os resultados mostram que, dentre os métodos testados, o método que abre diversos produtores e injetores simultaneamente apresentou a melhor relação tempo de geração/confiabilidade. Foi proposta ainda uma variação do mapa de qualidade capaz de identificar o motivo pelo qual certas regiões apresentaram baixo potencial aumentando ainda mais a utilidade da ferramenta / Abstract: The definition and optimization of production strategies are complex processes that involve many variables and a great number of possible scenarios. Quality maps are important decision making tools capable of representing various reservoir properties which influence field production and, therefore, are important for the process of defining and optimizing production strategies, as demonstrated by other authors, who observed improvements in reservoir productivity in the cases they studied. These maps integrate geological and fluid variables, allowing for the identification of regions of greater or lower production potential, whether one is analyzing reservoirs in the development phase or mature fields. The most commonly used method to generate a quality map uses reservoir numerical simulations considering a unique production well, operating for enough time to represent the oil potential of each position. The well position is changed in each simulation run in order to cover all the reservoir grid area. This requires long running times and high computational effort depending on the problem features, thus rendering the process unfeasible. The objective of this work is to develop a reliable methodology which accelerates the generation process. Therefore, several generation methods were developed in the present work and the best technique was selected after a thorough analysis. The kriging interpolation method was used to interpolate the skipped points in all cases. Several reservoir models, quality map generation methods and objective functions (approach to evaluate the potential of each region) were used to validate the obtained results. Some methods have obtained a great reduction in the time and effort required to generate the maps. The results have shown that a method proposed in the present work, with fixed producers and injectors, is a reliable technique, yielding good results and presenting the best relation between generation time and reliability. In this work, a quality map capable of identifying the reason for the existence of regions with lower production potential was also proposed, improving the utility and application of this tool / 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 2018-08-23T13:02:13Z (GMT). No. of bitstreams: 1 MunozMazo_EduinOrlando_D.pdf: 5130890 bytes, checksum: d577582a347f8585e79c27a461f4bf93 (MD5) Previous issue date: 2013 / Resumo: A injeção de água como método para auxiliar na recuperação de hidrocarbonetos e na manutenção da pressão em reservatórios tem sido aplicada de maneira crescente nas últimas décadas devido às suas características de eficiência, baixo custo e alta disponibilidade da água, o que faz com que este procedimento seja considerado com frequência na fase de desenvolvimento de campos de petróleo, como parte da estratégia inicial de produção. No entanto, volumes cada vez maiores de água produzida são reportados pelas companhias operadoras, com grandes implicações técnicas e econômicas para as mesmas. Esta situação pode, em alguns casos, fazer com que a água deixe de ser considerada como um recurso e passe a ser vista como um empecilho à produção. Outro problema associado à injeção de água em reservatórios é a perda de injetividade causada pela diminuição da permeabilidade na região vizinha aos poços injetores, decorrente do dano de formação. Portanto, implementar soluções ao problema da perda de injetividade e considerar o controle da água injetada e produzida na etapa de lançamento e otimização de estratégias de produção têm um impacto significativo no desempenho produtivo e financeiro de um projeto de exploração e produção (E&P), especialmente em reservatórios heterogêneos e fraturados, onde as propriedades petrofísicas trazem consequências importantes no escoamento dos fluidos de injeção e produção. Nesse trabalho é realizada uma análise da aplicação do processo de injeção com pressão de propagação de fratura (Injection with Fracture Propagation Pressure - IFPP) mediante a modelagem dos processos de perda de injetividade e propagação de fratura utilizando ferramentas de simulação de uso comercial. Posteriormente, uma metodologia para o gerenciamento de água baseada no controle dos volumes de injeção e produção de água é proposta e aplicada para casos de reservatório heterogêneo e naturalmente fraturado. Os resultados apontam que a injeção de água com propagação de fratura pode ser utilizada para remediar os efeitos nocivos da perda de injetividade, permitindo, em alguns casos, um aumento significativo da recuperação de óleo. Apontam também que a sua modelagem pode ser estudada como um problema de otimização de vazão, evidenciando a necessidade de inclusão do controle da injeção (otimização de vazão e determinação da data de fechamento do poço injetor) na fase de proposta e posterior otimização de estratégias de produção. Finalmente, mostram o efeito positivo do controle da injeção de água, aliado ao controle da produção, como mecanismo para o gerenciamento de água, possibilitando um melhor desempenho produtivo e financeiro de reservatórios heterogêneos e fraturados que utilizam a injeção de água como método de recuperação secundária / Abstract: Water injection as a method to assist hydrocarbon recovery and reservoir pressure maintenance has been applied increasingly in recent decades because of its characteristics of efficiency, low cost and high availability of water. This makes this procedure often considered in the development of oil fields as part of the initial production strategy. However, increasing volumes of produced water have been reported by the operating companies, with major technical and economic implications for them. This may cause the water to stop being regarded as a resource and to start to be seen as a constraint to the production. Another problem associated with water injection into the reservoir is the injectivity loss caused by the permeability decrease in the region adjacent to the injection wells due to the formation damage. Therefore, implementing solutions to the problem of injectivity loss and considering the control of injected and produced water in the proposal and optimization of production strategy stage have a significant impact on the productive and financial performance of exploration and production (E&P) projects. This happens in heterogeneous and fractured reservoirs, where the petrophysical properties have a significant impact on the flow of injection and production fluids. In this work is carried out an analysis of the application of the injection with fracture propagation pressure (IFPP) process by modeling injectivity loss and fracture propagation using commercial simulation tools. Subsequently, a methodology for water management based on control of injection volumes and water production is proposed and applied to cases of heterogeneous and naturally fractured reservoirs. The results show that water injection with fracture propagation can be used to remedy the harmful effects of injectivity loss allowing, in some cases, a significant increase in oil recovery. Also indicate that its modeling can be studied as a flow rate optimization problem, highlighting the need for the inclusion of the injection control (optimization of the injection rate and shutting time of the injection well) at the proposal and subsequent optimization stage of production strategies. Finally, show the positive effect of the control of water injection, coupled to the control of water production, as a mechanism for managing water, providing better productive and financial performance for heterogeneous and fractured reservoirs using water injection as a method of improved oil recovery / 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 2018-08-20T09:36:33Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Amorim_TiagoCorreadeAraujode_M.pdf: 4242638 bytes, checksum: ee3e013b28b778de1cc0439d48dd044b (MD5) Previous issue date: 2012 / Resumo: Uma análise adequada dos riscos de um estudo de desenvolvimento de um campo de petróleo pode exigir um grande número de simulações de fluxo, o que pode levar a tempo de máquina considerável. Algumas técnicas foram desenvolvidas para reduzir o número de corridas, como o planejamento experimental com superfície de resposta. Um problema geralmente associado a estas técnicas é a menor confiabilidade associada a problemas complexos e a pouca flexibilidade a alterações nas variáveis de incerteza. Uma alternativa é proposta neste trabalho com do uso de modelos de simulação substitutos rápidos que geram resultados semelhantes ao modelo completo. O modelo de simulação substituto tem os mesmos dados que o modelo de simulação de completo, mas a malha de simulação é muito mais grosseira. Os parâmetros da nova malha de simulação são ajustados automaticamente com um algoritmo de otimização numérica, minimizando a diferença entre as respostas dos modelos completo e substituto. Modelos de simulação foram construídos para testar os resultados gerados com a metodologia proposta. Análises de risco foram realizadas com ambos os modelos completo e substituto, e os resultados gerados com os modelos substitutos foram próximos aos dos modelos completos. No geral, o tempo gasto no ajuste do modelo substituto e geração da curva de análise de risco com o mesmo foi menor do que utilizar a técnica de planejamento de experimentos para gerar uma análise de risco do modelo completo / Abstract: An accurate risk analysis for a field development study can demand a large number of flow simulation runs, which can lead to considerable computer time. Some techniques have been developed to reduce the number of runs, such as experimental design with surface response methodology. One problem usually associated with these techniques is the lower reliability associated with complex problems, and small flexibility to changes in the uncertain variables. An alternative is proposed in this work through the use of fast surrogate simulation models that generate results similar to the base model. The surrogate simulation model has the same data as the base simulation model, but the grid is much coarser. The coarse grid parameters are adjusted with a numerical optimization algorithm, minimizing the difference between the responses from the base and the surrogate models. Simulation models were constructed to test the results generated with the proposed surrogate model methodology. Risk analyses were conducted with both surrogate and base models, and the results generated with the surrogate models were close to those with the base models. Overall, the time spent in adjusting the surrogate model and generating a risk analysis with it was smaller than using experimental design to construct a risk analysis with the base model / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

De nombreux phénomènes de physique quantique ne peuvent être compris que par l'analyse des systèmes ouverts. Un appareil de mesure, par exemple, est un système macroscopique en contact avec un système quantique. Ainsi, tout modèle d'expérience doit prendre en compte les dynamiques propres aux systèmes ouverts. Ces dynamiques peuvent être complexes : l'interaction du système avec son environnement peut modifier ses propriétés, l'interaction peu créer des effets de mémoire dans l'évolution du système, . . . Ces dynamiques sont particulièrement importantes dans l'étude des expériences d'optique quantique. Nous sommes aujourd'hui capables de manipuler individuellement des particules. Pour cela la compréhension et le contrôle de l'influence de l'environnement est crucial. Dans cette thèse nous étudions d'un point de vue théorique quelques procédures communément utilisées en optique quantique. Avant la présentation de nos résultats, nous introduisons et motivons l'utilisation de la description markovienne des systèmes quantiques ouverts. Nous présentons a la fois les équations maîtresses et le calcul stochastique quantique. Nous introduisons ensuite la notion de trajectoire quantique pour la description des mesures indirectes continues. C'est dans ce contexte que l'on présente les résultats obtenus au cours de cette thèse. Dans un premier temps, nous étudions la convergence des mesures non destructives. Nous montrons qu'elles reproduisent la réduction du paquet d'onde du système mesuré. Nous montrons que cette convergence est exponentielle avec un taux fixe. Nous bornons le temps moyen de convergence. Dans ce cadre, en utilisant les techniques de changement de mesure par martingale, nous obtenons la limite continue des trajectoires quantiques discrètes. Dans un second temps, nous étudions l'influence de l'enregistrement des résultats de mesure sur la préparation d'état par ingénierie de réservoir. Nous montrons que l'enregistrement des résultats de mesure n'a pas d'influence sur la convergence proprement dite. Cependant, nous trouvons que l'enregistrement des résultats de mesure modifie le comportement du système avant la convergence. Nous retrouvons une convergence exponentielle avec un taux équivalent au taux sans enregistrement. Mais nous trouvons aussi un nouveau taux de convergence correspondant a une stabilité asymptotique. Ce dernier taux est interprété comme une mesure non destructive ajoutée. Ainsi l'état du système ne converge qu'après un temps aléatoire. A partir de ce temps la convergence peut être bien plus rapide. Nous obtenons aussi une borne sur le temps moyen de convergence. / Many quantum physics phenomena can only be understood in the context of open system analysis. For example a measurement apparatus is a macroscopic system in contact with a quantum system. Therefore any experiment model needs to take into account open system behaviors. These behaviors can be complex: the interaction of the system with its environment might modify its properties, the interaction may induce memory effects in the system evolution, ... These dynamics are particularly important when studying quantum optic experiments. We are now able to manipulate individual particles. Understanding and controlling the environment influence is therefore crucial. In this thesis we investigate at a theoretical level some commonly used quantum optic procedures. Before the presentation of our results, we introduce and motivate the Markovian approach to open quantum systems. We present both the usual master equation and quantum stochastic calculus. We then introduce the notion of quantum trajectory for the description of continuous indirect measurements. It is in this context that we present the results obtained during this thesis. First, we study the convergence of non demolition measurements. We show that they reproduce the system wave function collapse. We show that this convergence is exponential with a fixed rate. We bound the mean convergence time. In this context, we obtain the continuous time limit of discrete quantum trajectories using martingale change of measure techniques. Second, we investigate the influence of measurement outcome recording on state preparation using reservoir engineering techniques. We show that measurement outcome recording does not influence the convergence itself. Nevertheless, we find that measurement outcome recording modifies the system behavior before the convergence. We recover an exponential convergence with a rate equivalent to the rate without measurement outcome recording. But we also find a new convergence rate corresponding to an asymptotic stability. This last rate is interpreted as an added non demolition measurement. Hence, the system state converges only after a random time. At this time the convergence can be much faster. We also find a bound on the mean convergence time.

Orientador: Rosângela Barros Zanoni Lopes Moreno / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-27T15:00:23Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Sanches_KemilyKeikoMiyaji_M.pdf: 15016806 bytes, checksum: b9dd5797d6a29bdbb7049d48dff1e196 (MD5) Previous issue date: 2014 / Resumo: A grande dependência da sociedade por produtos feitos a partir do petróleo e seus derivados, bem como seu preço elevado, motivam o estudo e o desenvolvimento de métodos de recuperação avançada. Estes métodos viabilizam explotar o maior volume possível de petróleo de forma contínua e por mais tempo. Os métodos de recuperação avançada de petróleo podem ser classificados como miscíveis, térmicos e químicos. A injeção de polímero é um método químico, onde polímero é adicionado à água de injeção com o objetivo de aumentar sua viscosidade e, consequentemente, reduzir a razão de mobilidade e aumentar a eficiência de varrido. Entretanto, este processo não é aplicável a qualquer caso, sendo necessário o uso de métodos de seleção e descarte, além de uma atenção especial para que suas propriedades não sejam degradadas durante a aplicação do método. Este trabalho apresenta uma análise da recuperação de petróleo por injeção de água alternada com banco de polímero (WAP) em comparação com a injeção contínua de água (WF) através da utilização de um simulador comercial. Além disso, foram analisadas variações em relação ao volume de solução polimérica injetada, ao instante de início da injeção de polímero, às curvas de permeabilidade relativa, à viscosidade da solução polimérica, bem como, às saturações de óleo residual e inicial de água, a fim de verificar os efeitos na recuperação de óleo. O estudo de modelos de reservatório em escala laboratorial é realizado como uma primeira e simplificada análise de seu potencial de recuperação de petróleo. A escala laboratorial permite uma análise mais detalhada do comportamento dos fluidos dentro do modelo, além de admitir a realização de testes para posterior aplicação no modelo real. Assim, foi realizado o estudo em escala laboratorial, para um modelo homogêneo, três modelos com heterogeneidades horizontais e dois modelos com heterogeneidades verticais. Posteriormente, o modelo homogêneo foi utilizado para uma análise de aumento de escala, a fim de verificar se os modelos estão bem representados. E em seguida foi realizada uma análise econômica. Entre os resultados observados, pode-se mencionar que: quanto maiores os bancos de solução polimérica injetados, maiores foram os volumes de óleo produzido, porém com menores volumes de óleo produzido por massa de polímero; a antecipação na injeção da solução polimérica gera uma antecipação na produção; o uso de soluções com polímero mais viscosas reduz o valor da razão de mobilidade e aumenta a produção de óleo, entretanto demanda pressões de injeção mais elevadas; quanto menor é o valor da permeabilidade relativa à água na saturação de óleo residual, maior é o ganho de produção de óleo, uma vez que o valor da razão de mobilidade é menor; quanto menores forem as saturações de óleo residual e de água inicial, maior é a recuperação, uma vez que a quantidade de óleo móvel é maior. Os melhores resultados em relação à recuperação de óleo foram obtidos pelos modelos heterogêneos verticais em comparação com o modelo homogêneo e heterogêneos horizontais. E o modelo em escala de campo demonstrou estar muito bem representado, sem divergência de valores em relação ao modelo em escala laboratorial / Abstract: The significant dependence of society for products made from petroleum and its derivatives, as well as its high price, motivate the study and the development of advanced recovery methods. This methods enable the exploitation of the largest possible volume of oil continuously and longer. The enhanced oil recovery methods can be classified as miscible, thermal and chemical methods. The polymer injection is a chemical process, where polymer is added to the injection water aiming increase its viscosity, consequently reducing the water-oil mobility ratio and increasing the sweep efficiency. However, this process does not apply to any case, requiring the use of screening criteria, and particular attention to that their properties are not degraded during the application of the recovery. This paper presents an analysis of oil recovery by water injection alternated with a polymer slug (WAP) compared to the continuous water flooding (WF) with the use of a commercial simulator. Moreover, variations in the slug size of the injected polymer solution, injection starting time of the polymer slug, relative permeability curves, polymer viscosity, residual oil and initial water saturation were carried out to determine the effects on oil recovery. The study of reservoir models in laboratory scale is made on a first and simplified analysis of their oil recovery potential. The laboratory scale allows a more detailed discussion of fluid behavior inside the model, and admits to testing for further application in the real model. Thus, the study was conducted in laboratory scale, for one homogeneous model, three models with horizontal heterogeneities and two models with vertical heterogeneities. Subsequently, the homogeneous model was used for analysis of size increase in order to ascertain whether templates are well represented. And then an economic analysis was performed. Among the results, it can be mentioned that: larger slugs of polymer solution lead to larger volumes of produced oil, however with decreasing amounts of produced oil per mass of polymer; the anticipation on the injection of the polymer solution leads to an anticipation in oil production; the use of higher viscous polymer solutions lead to lower value of the mobility ratio and higher oil production, however requires higher injection pressures; lower values of relative permeability to water at residual oil saturation lead to large difference on relative gain of oil production once the final mobility ratio is lower; lower residual oil and initial water saturation leads to a high oil recovery, mainly as consequence of the greater amount of mobile oil. The best results for oil recovery were obtained by vertical heterogeneous models compared to the homogeneous model and horizontal heterogeneous. And the model in field scale proved to be well represented, without deviation values relative to the model in laboratory scale / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestra em Ciências e Engenharia de Petróleo

Dans cette thèse, nous étudions le comportement de circuits Josephson sous l'action de champs microondes forts. Les circuits Josephson dans le régime quantique sont une brique pour émuler une variété d'hamiltoniens, utiles pour traiter l'information quantique. Nous étudions ici le transmon, constitué d'une jonction Josephson et d'un condensateur en parallèle. À travers des simulations numériques et en comparant aux résultats expérimentaux, nous montrons que ces champs conduisent à une instabilité qui envoie le circuit sur des états qui ne sont plus confinés par le potentiel Josephson en cosinus. Quand le transmon occupe de tels états, le circuit se comporte comme si la jonction avait été remplacée par un interrupteur ouvert et toute non-linéarité est perdue, ce qui se traduit par des limitations sur les amplitudes maximales des hamiltoniens émulés. Dans une deuxième partie, nous proposons et étudions un circuit alternatif basé sur un transmon avec une inductance en parallèle, qui fournit un confinement harmonique. La dynamique de ce circuit est stable et bien capturée par un modèle moyennisé qui fournit alors un outil pratique pour l'analyse analytique ou les simulations rapides. Nous avons développé un nouvel outil de simulations modulaire et basé sur la théorie de FloquetMarkov pour permettre de simuler facilement d'autres circuits Josephson en évitant les limitations des analyses perturbatives. Enfin, nous étudions les propriétés d'une version asymétrique du Josephson Ring Modulator, un circuit actuellement utilisé pour l'amplification et la conversion, comme source de non-linéarité pour émuler les hamiltoniens d'interaction à deux et quatre photons requis pour l'encodage de l'information quantique sur des états de chats de Schrödinger. / In this thesis, we investigate the behavior of Josephson circuits under the action of strong microwave drives. Josephson circuits in the quantum regime are a building block to emulate a variety of Hamiltonians, useful to process quantum information. We are here considering a transmon device, made of a Josephson junction and a capacitor in parallel. Through numerical simulations and comparison with experimental results, we show that these drives lead to an instability which results in the escape of the circuit state into states which are no longer confined by the Josephson cosine potential. When the transmon occupies such states, the circuit behaves as if the junction had been removed and all non-linearities are lost, which translates into limitations on the emulated Hamiltonian strengths. In a second part, we propose and study an alternative circuit consisting of a transmon device with an extra inductive shunt, providing a harmonic confinement. This circuit is found to be stable for all pump powers. The dynamics of this circuit is also well captured by a time-averaged model, providing a useful tool for analytical investigation and fast numerical simulations. We developed a novel numerical approach that avoids the built-in limitations of perturbative analysis to investigate the dynamical behavior of both of these circuits. This approach, based on the Floquet-Markov theory, resulted in a modular simulation framework which can be used to study other Josephson-based circuits. Last, we study the properties of an asymmetric version of the Josephson Ring Modulator, a circuit currently used for amplification and conversion, as a more robust source of non-linearity to engineer two-photon and four-photon interaction Hamiltonians required for the catstate encoding of quantum information.

Orientador: Osvair Vidal Trevisan / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica e Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-08-15T09:21:24Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Goncalves_LuciaInesBonet_M.pdf: 4242860 bytes, checksum: dabd009f0a1e3b92481793ed9e495f64 (MD5) Previous issue date: 2010 / Resumo: Uma das formas de se melhorar o desempenho do processo de recuperação de petróleo conhecido como combustão in situ direta seca, é injetar água simultaneamente ou alternadamente com o ar, o que se denomina de combustão in situ direta molhada. O calor específico do ar seco é consideravelmente menor do que o da água, de tal forma que esta pode realizar um melhor transporte do calor gerado pela frente de combustão, promovendo uma redução na quantidade de ar requerido para varrer um determinado volume do reservatório. O presente trabalho tem como objetivos avaliar, através de ensaios em tubo de combustão, o desempenho da combustão molhada para um óleo pesado (12,88°API) procedente da Bacia do Espírito Santo e obter parâmetros que possam ajudar no balizamento de um futuro projeto piloto. Para isto, foram realizados quatro ensaios em tubo de combustão (um de combustão seca e três de combustão molhada), utilizando o aparato experimental do Laboratório de Métodos Térmicos de Recuperação do Departamento de Engenharia de Petróleo da UNICAMP e também foi elaborado um modelo térmico de simulação para auxiliar na predição dos testes em laboratório, utilizando um simulador comercial. Os resultados experimentais mostram que o processo de combustão molhada apresenta-se estável para o óleo em estudo na medida em que as condições experimentais mantêm-se controladas. Para as razões água-ar estudadas (1,00 x 10-3 m3/m3; 0,56 x 10-3 m3/m3 e 0,33 x 10-3 m3/m3), a presença da água diminui a deposição de combustível, aumentando a velocidade de avanço da frente de combustão e reduzindo a quantidade de ar requerida. É observada uma redução na temperatura média da frente de combustão (de 493 ºC para 460 ºC), mas, ainda assim, mantendo-a na faixa das reações de alta temperatura. Os resultados do modelo de simulação mostram-se próximos aos experimentais, no que diz respeito ao perfil de temperatura / Abstract: One way to improve the performance of the oil recovery method, known as dry forward in situ combustion, is to inject water either simultaneously or intermittently with the air, named as wet forward in situ combustion. The specific heat of the dry air is considerably lower than that of water, such that water may render a better transport of the heat generated by the combustion front, leading to a reduction of the amount of air required to sweep a specified reservoir volume. The objectives of the present work are to evaluate, through combustion tube tests, the wet combustion performance for a heavy oil (12,88°API) from Espírito Santo Basin and to obtain helpful combustion parameters for the design of a future field pilot. For this, four combustion tube tests were performed (one dry combustion and three wet combustions), using the experimental apparatus in the Laboratory of Thermal Methods of Recovery from the Department of Petroleum Engineering at UNICAMP, and it was also developed a thermal simulation model to help on the prediction of the lab tests, using a commercial simulator. The experimental results showed that the wet combustion process is stable for the studied oil, since the experimental conditions are kept under control. For the studied water-air ratios (1,00 x 10-3 m3/m3; 0,56 x 10-3 m3/m3 and 0,33 x 10-3 m3/m3), the presence of water decreases the fuel deposition, increasing the combustion front velocity and decreasing the amout of the air required. A reduction in the average temperature of the combustion front (from 493 ºC to 460 ºC) was observed, but still, in the range of the high temperature oxidation reactions. The results of the simulation model showed an adjustment close to the experimental ones regarding the temperature profile / 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 e Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-08-11T00:41:26Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Okabe_ClarissaPaiva_M.pdf: 2059387 bytes, checksum: 7eca532809c263ddd5b0b3751c823f20 (MD5) Previous issue date: 2006 / Resumo: Campos no Canadá e na Venezuela contendo reservatórios de óleo espumoso apresentaram recuperação primária da ordem de 10 a 15 % maior do que a estimada por simuladores numéricos Black-Oil. Além do alto fator de recuperação, foram observadas outras características não convencionais, como baixa razão gás-óleo e alta manutenção da pressão de reservatório. Esta discrepância entre o fator de recuperação estimado e o real é atribuída ao fato de que os simuladores Black-Oil não descrevem adequadamente o comportamento do gás em óleos espumosos. Nesta pesquisa são descritos e comparados três modelos numéricos de óleo espumoso propostos para o simulador pseudo-composicional CMG Stars. Estes modelos permitem descrever as etapas de evolução do gás, que compreendem desde a nucleação das bolhas de gás, o crescimento das bolhas, até a formação de uma fase conectada de gás, com reações cinéticas. Além disso, admite a presença de diferentes formas de gás ¿ gás em solução, gás preso, gás disperso e gás livre - nas fases gás e óleo. A mobilidade da fase gás é avaliada por uma composição de curvas de permeabilidade relativa ao gás. Com o estudo da influência de alguns parâmetros, algumas características típicas de reservatórios de óleo espumoso são explicadas, como a baixa produção de gás, o escoamento do gás na forma dispersa, a alta saturação crítica de gás e as altas razões de produção de óleo / Abstract: Fields in Canada and Venezuela, which contain foamy oil reservoirs, have exhibited a primary oil recovery on the order of 10 to 15 % greater than the recovery estimated by black-oil simulators. Besides the high oil recovery, other unusual characteristics have been observed, as low gas-oil ratio and high reservoir pressure maintenance. Such discrepancy between estimated and the actual oil recovery factor is attributed to the fact that black-oil simulators do not describe adequately gas behavior in foamy oils. In the present study, three numerical models of foamy oil behavior are described and compared using the pseudo-compositional simulator CMG Stars. These models allow describing the steps of gas evolution, since the nucleation of the gas bubbles, the bubble growing, until its connection to form a free phase, via kinetic reactions. The model admits the presence of different forms of gas ¿ solution gas, entrained gas, dispersed gas and free gas ¿ in the oil and gas phases. The mobility of the gas phase is evaluated by a composition of relative permeability curves. After the study on the influence of some parameters, some typical characteristics of the foamy oil reservoirs are explained, as the low gas production, the dispersed gas flow, the high critical gas saturation and the high oil production rates / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Submitted by isabela.moljf@hotmail.com (isabela.moljf@hotmail.com) on 2017-05-05T11:50:07Z No. of bitstreams: 1 carolinaribeiroxavier.pdf: 2823825 bytes, checksum: af5d50f5cdbb099ed71457b9baaabdc9 (MD5) / Approved for entry into archive by Adriana Oliveira (adriana.oliveira@ufjf.edu.br) on 2017-05-17T13:34:27Z (GMT) No. of bitstreams: 1 carolinaribeiroxavier.pdf: 2823825 bytes, checksum: af5d50f5cdbb099ed71457b9baaabdc9 (MD5) / Made available in DSpace on 2017-05-17T13:34:27Z (GMT). No. of bitstreams: 1 carolinaribeiroxavier.pdf: 2823825 bytes, checksum: af5d50f5cdbb099ed71457b9baaabdc9 (MD5) Previous issue date: 2009-08-18 / O processo de ajuste histórico tem como objetivo a determinação dos parâmetros de modelos de reservatório de petróleo. Uma vez ajustados, os modelos podem ser utilizados para a previsão do comportamento do reservatório. Este trabalho apresenta uma comparação de diferentes métodos de otimização para a solução deste problema. Métodos baseados em derivadas são comparados com um algoritmo genético. Em particular, compara-se os métodos: Levenberg-Marquardt, Quasi-Newton, Gradiente Conjugado n~ao linear, máxima descida e algoritmo genético. Devido à grande demanda computacional deste problema a computação paralela foi amplamente utilizada. As comparações entre os algoritmos de otimização foram realizadas em um ambiente de computação paralela heterogêneo e os resultados preliminares são apresentados e discutidos. / The process of history matching aims on the determination of the models' parameters from a petroleum reservoir. Once adjusted, the models can be used for the prediction of the reservoir behavior. This work presents a comparsion of different optimization methods for this problem's solution. Derivative based methods are compared to a genetic algorithm. In particular, the following methods are compared: Levenberg-Marquadt, Quasi-Newton, Non Linear Conjugate Gradient, steepest descent and genetic algorithm. Due to the great computational demand of this problem, the parallel computing has been widely used. The comparsions among the optimization algorithms were performed in an heterogeneous parallel computing environment and the preliminar results are presented and discussed.

Orientador: Osvair Vidal Trevisan / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-22T17:34:04Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Machado_CintiaGoncalves_M.pdf: 16851986 bytes, checksum: d2b235b62b2caa45fabdb9df65820998 (MD5) Previous issue date: 2013 / Resumo: A injeção alternada de água e gás (WAG) configura um método mundialmente consagrado de recuperação de petróleo, no qual uma fase aquosa exerce controle de mobilidade e aumenta a área de varrido dos gases injetados no reservatório. O processo de injeção alternada de fluidos imiscíveis gera alterações irreversíveis nas curvas de permeabilidade relativa em função do efeito de histerese. Este efeito é consequente do processo e do histórico de saturações dos fluidos presentes no meio poroso. Sendo os dados de permeabilidade relativa parâmetros essenciais para a predição e gerenciamento da produção de reservatórios de petróleo, mostra-se necessário o conhecimento dos efeitos de histerese para o planejamento de projetos de injeção alternada de água e gás durante o desenvolvimento de campos petrolíferos. Este trabalho consistiu em um estudo laboratorial para investigação do efeito de histerese nas curvas de permeabilidade relativa. Os ensaios foram realizados em regime permanente e utilizou-se Tomografia Computadorizada de Raios-X para a quantificação in situ da variação das saturações dos diferentes fluidos no meio poroso durante os processos de deslocamento no meio poroso. Os deslocamentos consistiram na injeção alternada de salmoura de alta salinidade e nitrogênio em uma rocha calcária de afloramento, análoga aos reservatórios do Pré-Sal, saturada com óleo e água residual. Os principais objetivos foram à avaliação dos efeitos histeréticos nas curvas de permeabilidade relativa e a obtenção de parâmetros a serem utilizados em modelos numéricos para simulação de reservatórios. Efeitos histeréticos foram observados tanto nas curvas de permeabilidade relativa ao gás como nas relativas à salmoura. Estes efeitos foram atribuídos principalmente ao aprisionamento de gás no meio poroso ao longo dos ciclos de injeção. Observou-se também que a saturação residual de óleo se reduziu consideravelmente, ao longo da realização dos ciclos / Abstract: Water-alternating-gas (WAG) injection is a useful configuration for enhanced oil recovery (EOR). WAG consists in the improvement of the mobility control and areal sweep by cyclic injection of gas and water and it has been successfully applied worldwide. Application of WAG to carbonate reservoir has produced non-reversible changes in the permeability curves during the injection cycles in consequence of saturation path and history, which are assigned as permeability hysteresis. Consequently, hysteresis parameters obtained from experimental investigations are often required to adjust hysteresis models and to allow the improvement of the oil recovery prediction. This work reports a laboratorial investigation on relative permeability hysteresis during alternating injection of high salinity brine and nitrogen into an oil saturated carbonate core, analog to the reservoir rocks of Brazilian Pre-salt, under steady-state conditions. X-Ray Computed Tomography (CT) was applied to obtain a multiphasic quantitative analysis of the fluid in-situ saturations in the porous media. Main targets were to evaluate the permeability hysteresis and to assess the parameters to be applied in models of relative permeability hysteresis for numerical simulation. Hysteresis effects on the relative permeability curves were observed in each cycle. Permeability hysteresis was mainly attributed to gas trapping in the porous media during the injection cycles. In addition, the oil residual saturation was decreased along the successive cycles / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestra em Ciências e Engenharia de Petróleo