Dissertação (Mestrado em Engenharia Química) - Centro Universitário FEI, São Bernardo do Campo, 2017

Orientadores: Celso Kazuyuki Morooka, Wagner C. Amaral / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-13T23:57:54Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Lopes_ClovisAntonio_M.pdf: 4751847 bytes, checksum: d161e2e70aff313d6193f9ee0d5dfc0a (MD5) Previous issue date: 1990 / Resumo: Em uma embarcação tipo navio, dotada de posicionamento Dinâmico, é necessário que as mudanças de aproamento sejam rápidas, para mantê-la em constante alinhamento com as forças ambientais, especialmente as de vento, buscando opor-lhes a menor superfície de ataque possível. Este trabalho, assim, estuda o comportamento do navio-sonda SEDCO-472 durante manobras de giro, buscando melhorar seu desempenho através do desenvolvimento de um algoritmo de ajuste dos parâmetros de controle, que possua implementação simples e que não introduza modificações no controlador existente. Para tanto, foram analisadas as respostas no domínio da frequência e do tempo, e o Lugar das Raízes das funções de transferênciados sistemas Existente e o aqui Proposto. Além disso, simulou-se o comportamento da embarcação em diferentes condições de mar e sistemas de controle. Observou-se que, com o sistema Proposto, melhora-se os tempos necessários à mudanças de aproamento, em todas as condições de mar verificadas, mantendo-se as premissas de simplicidade de implementação e ausência de modificações no sistema Existente. Conclui-se, por fim, que o sistema, ora em uso, possui resposta excessivamente lenta à mudanças de aproamento, permitindo, no entanto, significativo aumento dos valores de seus parâmetros de controle, sem que isto acarrete a instabilidade do sistema / Abstract: Not informed. / Mestrado / Mestre em Engenharia de Petróleo

Orientador: Armando Zaupa Remacre / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-14T00:56:17Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Campozana_FernandoPlacido_M.pdf: 6889003 bytes, checksum: 537d21077e58a8f7e1b98d814b396e77 (MD5) Previous issue date: 1990 / Resumo: A quantificação das heterogeneidades dos meios porosos e sua consideração nos modelos de simulação numérica tem sido o maior desafio da engenharia de reservatórios. Na década de 80, as técnicas geoestatísticas contribuíram significativamente para uma boa descrição dos reservatórios, possibilitando gerar distribuições detalhadas das propriedades fisicas que honrem os dados disponiveis, as funções estatísticas e o vario grama. o atual estado da arte da simulação de reservatórios permite levar em consideração heterogeneidades a escalas menores do que o espaçamento entre poços. A modelagem probabilística é usada para tirar proveito desta capacidade, quantificando ainda o grau de incerteza devido a falta de dados. Múltiplos modelos equiprováveis a priori são gerados, os quais têm variabilidade semelhante à real. Cada modelo é quantificado através da simulação numérica gerando-se uma curva de probabilidades a partir dos resultados obtidos. A aplicabilidade desta técnica em casos reais ainda não foi convenientemente estudada. Dois problemas principais se apresentam: o tempo computacional requerido e a existência de histórico de produção. O campo de Namorado (Bacia de Campos, Brasil), com sua complexidade geológica e longo histórico de produção (11 anos), foi modelado estocasticamente e os resultados comparados, mostrando grandes variações entre si. Maneiras de como se atingir o ajuste do histórico mais rapidamente são discutidas / Abstract: The task of quantifying the porous media heterogeneity and its consideration in the numerical simulation models have been the major challenge for the reservoir engineer. During the past decade, the reservoir characterization experienced a great development due to the introduction of the geostatistical techniques, which made possible to obtain detailed distributions of the physical properties. These distributions can honor the available data, some statistical functions (like the histogram) and the variogram of the reservoir. The current state of the art of reservoir simulation allows taking into consideration the heterogeneities at scales fineI' than the well spacing. Probabilistc modelling is used to take advantage of this capacity and still quantify the uncertainty due to the lack of information. Multiple equiprobable models, which adress the actual variability of physical properties, can be generated through conditional simulation. Each mo deI is quantified by the use of numerical simulation and a probability curve is constructed from the resultes obtained. The applicability of this technique in real cases has not been properly studied yet. Two major problems arise: the computer time required and the existence of production history. The Namorado field (Campos Basin, Brazil), with its geological complexity and long production history (11 years), was stochastically modelled and the various results compared, showing great difference. Ways to achieve the history match more quickly are discussed. / Mestrado / Mestre em Engenharia de Petróleo

Orientador: Oswaldo Antunes Pedrosa Junior / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-14T01:53:09Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Cruz_PauloSergioda_M.pdf: 4838925 bytes, checksum: 7a9b17281ca0e56635021d8fe8041697 (MD5) Previous issue date: 1991 / Resumo: Modernas técnicas de geoestatística permitem que se utilize uma grande quantidade de informações na modelagem dos reservatórios de petróleo. Porém, para respeitar a variabilidade das propriedades modeladas, a malha em que o reservatório é discretizado é composta por blocos pequenos demais para serem utilizados, de forma eficiente e econômica, diretamente nas simulações de fluxo necessárias aos estudos que são efetuados sobre o reservatório. É preciso, portanto, que se faça uma mudança de escala dos valores atribuídos aos bloquinhos da malha geoestatística, calculando os valores equivalentes para os blocos de uma malha mais grosseira. Neste trabalho são selecionados da literatura, explicados, comentados e comparados os principais métodos de mudança de escala das mais importantes propriedades necessárias à simulação de fluxo. Foram gerados e utilizados 3 modelos geológicos e geoestatísticos diferentes. A precisão e o desempenho dos métodos foram verificados através da comparação entre os resultados obtidos na simulação de fluxo com a malha fina e com a malha grosseira escalonada. o trabalho foi dividido em duas etapas. Na primeira etapa, foram abordados os problemas de fluxo monofásico, onde as propriedades a escalonar são, basicamente, a porosidade e a permeabilidade absoluta, e se concluiu que o método analítico proposto por Le Loc'h (1990) fornece bons resultados. Na segunda etapa, foram selecionados 4 problemas físicos diferentes de fluxo multifásico e foram escalonadas, além das propriedades anteriores, as permeabilidades relativas e pressão capilar, através da construção de pseudofunções din3micas. Os resulta dos obtidos nos 12 casos (3 modelos geoestatísticos e 4 problemas físicos) mostraram que as pseudofunções devem sempre ser utilizadas, mas fornecem melhores resultados quando os efeitos de canalização do fluxo são mais discretos / Abstract: New geoestatistical techniques allow us to use a great number of information to model petroleum reservoirs. However, in order to bonor the variability of tbe modelled properties, tbe reservoir discretization requires a grid toa refined to be directly used in a flow simulator. Therefore, a cbange of scale is needed, from tbe geoestatistical grid to tbe flow simulator grid. It is necessary to calculate representative values for the coarse grid-blocks, using the values of the fine grid-blocks. In this work, the major scaling-up metbods for tbe most important properties used in a flow simulation were selected from tbe literature, explained, commented and compared. Three different geological and geoestatistical models were used. The accuracy and the performance of the methods were verified through the comparison between the flow simulation results using fine and coarse grid. This work was divided in two parts. The first one relates to single-pbase flow problems, wbere the properties to be scaled are, basically, tbe porosity and tbe absolute permeability, and it was found that the Le Loc'h's (1990) analytical method yields good results. In the second part, four different physical problems of multi-pbase flow were selected. In addition to tbe previous properties, relative permeabilities and cappilary pressure were scaled-up, using dynamic pseudofunctions. The results for the 12 cases (3 geoestatistical models and 4 physical problems) sbowed tbat the pseudofunctions must always be used, but they work better wben fingering effects are smaller / Mestrado / Mestre em Engenharia de Petróleo

Orientadores: Antonio Claudio de F. Correa, Fernando Rodriguez de la Garza / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-14T02:31:28Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Silva_GisleneAparecidada_M.pdf: 3279379 bytes, checksum: 03f008416045b182b87bb22bf198510c (MD5) Previous issue date: 1991 / Resumo: Na aplicação do método de subdomínios para simulação de reservatórios naturalmente fraturados, um bloco representativo de matriz é discretizado com o objetivo de conseguir uma resolução dos gradientes de pressão e saturação dentro do bloco de matriz. O simulador desenvolvido é unidimensional, bifásico, óleo-gás e totalmente implícito. As formulações convencional e de subdomínios para reservatórios naturalmente fraturados são consideradas. Na formulação de subdomínios são usadas as opções de fluxo disperso e de fluxo segregado nas fraturas. Para todos os casos são apresentados resultados de simulações de depleção primária. As soluções geradas através das diversas opções de modelagem da interação matriz-fratura são analisadas comparativamente e é discutido o efeito que teria o uso de modelos de interação simplificados na previsão do comportamento de reservatórios / Abstract: In applying the subdomain method for simulation of naturally fractured reservoirs, a representative matrix block is discretized in order to obtain pressure and saturation distribution in the matrix block. A two-phase, oil-gas, one-dimensional, fully implicit simulator is presented, which uses the convencional and the subdomain formulation for naturally fractured reser voirs. In the subdomain formulation, disperse and segregated fracture fluid options are used. Simulation of primary depletion are presented for all cases. The solutions obtained through the use of several options for modelling the matrix-fracture interaction are analysed in a comparative way. The effect of the simplified interaction models on the the prediction of reservoirs performance is discussed. / Mestrado / Mestre em Engenharia de Petróleo

Orientadores: Antonio Claudio de França Correa, Fernando Rodriguez de la Garza / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-14T02:31:41Z (GMT). No. of bitstreams: 1 LinsJunior_AbelGomes_M.pdf: 2421055 bytes, checksum: 833e5d3f92fa3f546c5ea466625d7c5f (MD5) Previous issue date: 1991 / Resumo: A injeção de vapor é, de todos os métodos de recuperação suplementar, o mais amplamente usado. Sua aplicação tem se mostrado bastante promissora inclusive em reservatórios naturalmente fraturados. O objetivo deste trabalho foi a construção de um simulador numérico para reservatório heterogêneo com características de dupla porosidade, sujeito à injeção de vapor, para geometrias de fluxo linear ou radial. Foram estudadas as equações que governam os fluxos de óleo, gás, água e energia no reservatório, além das caracterÍsticas de fluido e rocha. O simulador desenvolvido utiliza uma formulação totalmente implícita, tendo sido implementado um procedimento que acopla as equações do sistema de fraturas nas equações dos blocos de matriz, de modo que o tempo requerido de simulação para o sistema de dupla porosidade não é significativamente maior do que aquele requerido para simulação de um sistema convencional. O modelo permite a simulação de reservatórios inclinados para o caso de fluxo linear e também a simulação de reservatórios não fraturados ou de processos isotérmicos / Abstract: Steam injection is the most used enhanced oil recovery method nowadays. Its étplication has gained wide acceptance even in the case of naturally fractured reservoirs. ln this work, was developed a thermal numerical simulator for oil reservoirs with radial or linear flux geometries. The equations that control oil, gas, water and energy were studied, as well as the caracteristics of fluid and rock. This simulator is based on a fully implicit formulation. A procedc:re is implemented, desacoupling the calculation of fracture equations from matrix blocks equations, becoming the simulation time required for double porosity no greater than that necessary to a conventional system It's possible the simulation of tilted reservoir in a linear geometry flux case and the solution of non-fractured or isothermal process / Mestrado / Mestre em Engenharia de Petróleo

Orientador: Kelsen Valente Serra / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-14T02:35:57Z (GMT). No. of bitstreams: 1 SantosJunior_MiltondeOliveira_M.pdf: 2107364 bytes, checksum: 68bd7a9ca26bcf9c611ef626f9036851 (MD5) Previous issue date: 1990 / Resumo: Este trabalho investiga o comportamento de reservatórios de gás em solução. A primeira parte do trabalho considera o regime de fluxo transiente. Uma das características mais importantes para o estudo de reservatórios são as curvas de permeabilidade relativa. A obtenção dessas curvas se faz geralmente com o uso de correlações e de análise de laboratórios. As condições de laboratório para a obtenção dessas curvas, entretanto, dificilmente reproduzem as condições "in situ" do reservatório e os parâmetros determinados dessa forma contêm um grau de incerteza considerável ...Observação: O resumo, na íntegra poderá ser visualizado no texto completo da tese digital / Abstract: This work investigates the behavior of Solution-gas-drive reservoirs during both transient and boundary dominated flow periods. The main objective of this work is to obtain relative permeability curves from well test data. The relative permeability curves are generally obtained laboratory conditions hardly from laboratory analisys. However, reflect the reservoir conditions. Therefore, the curves obtained under these conditions have a considerable amount of uncertainty...Note: The complete abstract is available with the full electronic digital thesis or dissertations / Mestrado / Mestre em Engenharia de Petróleo

Orientador: Saul Barisnik Suslick / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica e Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-08-03T16:05:08Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Rosa_Henrique_M.pdf: 648917 bytes, checksum: e2e5de21fd7fa318adcef19fea15efe6 (MD5) Previous issue date: 2003 / Mestrado

Orientador: Celso K. Morooka / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-19T13:55:31Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Bueno_RicardoCasseoSoares_M.pdf: 15843544 bytes, checksum: 6613c76500554e08aabd8e0f9f495565 (MD5) Previous issue date: 1994 / Resumo: Neste trabalho uma metodologia para estimativa das forças de contato entre a coluna de perfuração, o poço e o riser é proposta. A solução é obtida utilizando-se o método dos elementos finitos com abordagem não linear, estática, bi-dimensional. Os efeitos de rigidez da coluna são mantidos discretizando-a numa configuração indeformada e aplicando-se deslocamentos nas extremidades (condições de contorno) e nas "paredes" afim de coloca-Ia dentro dos limites do poço. A configuração dinâmica do riser é obtida no domínio da frequência, com linearização melhorada, e uma análise "quasi-estatica" é feita dividindo-se o período em intervalos iguais de tempo e discretizando-se cada geometria como se poço se estendesse até a superfície. A demonstração de utilização é feita em um poço de grande inclinação perfurado por um navio sonda. Como conclusões mostramos que a força máxima devido aos movimentos da embarcação ocorre na região do B.O.P. stack/cabeça de poço e que existe uma variação considerável deste valor ao longo do tempo. As forças de contato calculadas dentro do riser de perfuração indicam que elas devem ser levadas em conta em análises dinâmicas / Abstract: The work propose a methodology for estimation of the contact forces generated by the drill string against the well and the drilling riser system. The solution is obtained using the Finite Element Method with a non-linear aproach in a static, 2D model. The stiffeness effects of the drill string are kept by discretyzing an indeformed configuration and then displacements are applied (according with the boundary condition) in the ends and also in the walls by means of putting it in the limits of the well. The excitaion period was devided in time-slices and each geometry of the riser (calculated in the frequency domain with improved linarization) was used in a "quasistatic" analisys as if it were the well. An example of a high angle well beeing drilled by a drill-ship is used to demonstrate the technique. As conclusions we show that as expected the maximum force is in the region of the BOP stack/well-head and due to the movement of the ship, the values calculed in each slice undergoes a considerable variation. We also sugest that the contact forces between the drill string and the riser should be used in the dynamic analisys due its values / Mestrado / Mestre em Engenharia de Petróleo

Orientador: Victor Prodonoff / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-19T13:59:43Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Czerwinski_RonaldoJoao_M.pdf: 17498410 bytes, checksum: 4574992f21822c2903751a780bc39287 (MD5) Previous issue date: 1994 / Resumo: Este trabalho apresenta as adaptações realizadas em um código computacional utilizado em análise de resistência mecânica de colunas de perfuração de poços petrolíferos, de forma a implementá-lo para o espaço tridimensional. O programa original, que utilizava a técnica dos elementos finitos na resolução de problemas estáticos e dinâmicos, era restrito a elementos planares. Foram criadas rotinas para cálculos de matrizes de elementos tridimensionais do tipo BARRA e VIGA-COLUNA 3D, bem como realizadas as modificações necessárias para o recebimento destas pelo programa original. Novas subrotinas elaboram os cálculos das matrizes de rigidez, geométrica e de massa. Os tipos de análise do problema são os mesmos que já estavam implantados: análise estática, análise dinâmica por integração numérica e análise dinâmica por superposição modal. Podem ou não serem considerados os efeitos da força axial além daqueles causados por forças transversais e momentos fletores. Estas análises nos fornecem os deslocamentos nos nós, forças axiais e momentos fletores internos, cálculo das freqüências, modos naturais de vibração e resposta dinâmica. Para validação do programa foram efetuados testes comparativos com exemplos publicados na literatura, incluindo-se os de análise de colunas de perfuração de poços petrolíferos / Mestrado / Mestre em Engenharia de Petróleo