Orientador: Oswaldo Antunes Pedrosa Junior / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-14T00:12:51Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Amado_LuizCarlosNascimento_M.pdf: 1477762 bytes, checksum: 562d13c0638e2fb0abbefe40b3b09cab (MD5) Previous issue date: 1990 / Resumo: Este trabalho tem a finalidade de apresentar o sistema de malha triangular como uma alternativa viável para utilização em simulação numérica de reservatórios e a sua aplicação a reservatórios com geometrias complexas e descontinuidades internas, como falhas ou formações heterogêneas. A vantagem da malha composta de triângulos se prende à sua flexi¬bilidade na modelagem de contornos curvilíneos irregulares, facilitando assim o tratamento das condições de contorno das equações diferenci¬ais de escoamento. Além disso. pela forma de construção dos blocos de malha, através do método das mediatrizes, conseguem-se células hexagonais que reproduzem melhor a configuração do escoamento e contribuem assim para a redução do efeito de orientação de malha, muito comum nas malhas de coordenadas cartesianas. Para a geração da malha triangular. foi desenvolvido um algoritmo numérico que se adapta simultaneamente às fronteiras externas do reservatório e aos contornos de regiões heterogêneas, porventura existentes. O modelo matemático é desenvolvido a partir da formulação integral das equações de balanço de massa, integrando-se em relação ao volume de cada bloco de malha e discretizando-se as equações resultan¬tes através do método das diferenças finitas, considerando-se a malha triangular gerada. Um simulador ., black-oil " bidimensional foi imple¬mentado, segundo esse modelo, para o estudo do escoamento bifásico de óleo e água e foi aplicado para a simulação de dois reservatórios anisotrópicos, onde é vantajosa a utilização da malha triangular. Os resultados obtidos foram validados para os casos mais simples, através de comparação com soluções analíticas. Os casos mais com¬plexos, que não apresentam soluções analíticas, são comparados com os resultados de um simulador comercial que utiliza malha cartesiana convencional / Abstract: The main purpose of this work is to show that the triangular grid system Ís a feasible one for the numerical simulation of reservoirs with complex geometry and with discontinuities such as fractures and he¬terogeneous formations. The advantage of the triangular grid is due to the modelling fle¬xibility when dealing with irregular curvelinear boundaries and the associated differential equation boundary conditions. Moreover, in the assembling process of the grid blocks, by the " Perpendicular Bis¬sector method ", it is possible to build hexagonal cells that reproduces a better flow configuration and with a reduced mesh orientation effect, a very usual behaviour presented by Cartesian coordinates grids. A numerical algorithm was developed for the triangular mesh gene¬ration. The proposed scheme takes into account the external reservoir boundaries and the houndaries of heterogeneous internal domains. The mathematical model is developed using an integral equation formulation for the mass balance in each triangular grid block and a finite difference scheme was applied to the resulting differential equa¬tions. A two dimensional ., black - oil .. simulator was implemented in order to study the oil-water two-phase flow and applied in the si¬mulation of two different anisotropic reservoirs where it is shown the . advantages of the triangular grid scheme. Examples of problems with analytical solutions were simulated in order to validate the computer programo Simulations of more complex problems with no available analytical solutions were compared with the results obtained with a comercial simulator that uses a classical Cartesian grid scheme / Mestrado / Mestre em Engenharia de Petróleo

Orientador: Antonio Claudio de França Correa / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-14T01:46:10Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Pinto_AntonioCarlosCapeleiro_M.pdf: 5557290 bytes, checksum: 7b5c0ed2f3b2e93429fcb3d553dd9496 (MD5) Previous issue date: 1991 / Resumo: O esquema tradicional de simulação de reservatórios por diferenças finitas utiliza o método de ponderação a montante para aproximar os componentes do termo de fluxo convectivo nas interfaces entre os blocos. Esse procedimento estabiliza a solução numérica, mas introduz graves erros de dispersão numérica, dificultando a correta interpretação dos resultados simulados. Os esquemas exponenciais são alternativas razoáveis quando o termo difusivo domina. No entanto, conforme demonstramos neste trabalho, tendem para o método de ponderação a montante quando o fluxo é muito convectivo. Os métodos de diferenças finitas de ordem mais alta, como o esquema de Leonard, reduzem a dispersão numérica, mas podem produzir soluções fisicamente incorretas quando a equação de conservação assume a forma hiperbólica. Demonstramos, através da solução de algumas equações não-lineares clássicas, que isto ocorre porque a condição de entropia não é obedecida. A condição de entropia é um critério matemático que permite selecionar a solução correta entre as soluções fracas do problema. Os esquemas de Diminuição das Variações Totais (TVD) possuem a notável propriedade de produzirem soluções de alta resolução que obedecem ao princípio da entropia e, conseqüentemente, são fisicamente corretas. Apresentamos uma comparação do desempenho de diversos métodos de diferenças finitas para resolver alguns problemas de engenharia de reservatórios, como: equação da convecção-difusão em lD, equação de Buckley-Leverett e fluxo de traçador em 2D. Os esquemas TVD foram também implementados em um modelo "black-oil" bifásico, e os resultados são discutidos para várias formulações, como IMPES, semi-implícito e totalmente implícito. InclUÍmos no modelo a opção de injeção de traçadores na fase água, considerando o tensor dispersão completo e adsorção com a rocha. São feitas comparações com as soluções obtidas com o método de ponderação a montante e malha refinada e, sempre que possível, com soluções analíticas. O efeito de orientação de malha é estudado. São incluídos diversos exemplos práticos / Abstract: Standard finite-diference reservoir simulation normally uses single-point upstream welghting to approximate the components of the convective flow term at the interfaces between blocks. This procedure stabilizes the numerical solution, but introduces high levels of numerical dispersion, difficulting the correct interpretation of the simulated results. Exponential schemes are reasonable when diffusion dominates, but, as we show in this work, reduce to single-point uspstream when the flow is toa convective. Higher-order finite-difference methods, like Leonard's scheme, are, in general, able to reduce the numerical dispersion, but may produce non-physical solutions when the conservation equation assumes a hyperbolic formo We demonstrate, through the numerical solution of some classical non-linear equations, that this occurs because the entropy condition is violated. The entropy condition is a mathematical cri teria to select the correct solution among weak solutions of the problem. Total Variation Diminishing (TVD) methods have the remarkable property of producing high resolution solutions which obey the entropy condition, and, consequently, are physically consistent. A comparison of the performance of the various methods is presented for some reservoir engineering problems: lD convection-diffusion equation, Buckley-Leverett equation and 2D single-phase tracer flow. TVD schemes were also implemented on a two-phase black-oil model, and resuIts are discussed for various formuIations, such as IMPES, semi-implicit and fully-implicit. We also included options of tracer injection in the water phase, considering fuIl dispersion tensor and adsorption with the rock. Comparisons are made with refined grid single-point upstream solutions and, whenever possible, with analytical solutions. Grid orientation effect is investigated. Practical examples are also included. / Mestrado / Mestre em Engenharia de Petróleo

Orientador: Antonio Claudio de França Coelho / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-14T01:45:25Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Coelho_AntonioCarlosDecno_M.pdf: 2734082 bytes, checksum: 8be95d4996f6c6beba8a9d3e057c0754 (MD5) Previous issue date: 1991 / Resumo: Diferentes ambientes deposicionais, sujeitos à variações de energia ao longo do tempo geológico, associados à diferentes processos diagenéticos, causam variações nas características das rochas sedimentares. É comum observar-se variações verticais na permeabilidade de rochas reservatório, podendo ocorrer de forma contínua ou discreta. O objetivo deste trabalho é apresentar um estudo sobre o comportamento de pressões e vazões em poços completados em reservatórios com variação vertical de permeabilidade, submetidos a testes de pressão, assim como avaliar técnicas para interpretação de testes em tais reservatórios. Três tipos de reservatórios com variação vertical de permeabilidade são considerados neste trabalho: . reservatórios com variação contínua de permeabilidade na direção vertical, . reservatórios com múltiplas camadas sem fluxo cruzado e . reserva.tórios com múltiplas camadas com fluxo cruzado. Devido à complexidade do modelo matemático associado ao caso de reservatório com variação contínua de permeabilidade, esse modelo foi considerado como um caso particular do modelo de reservatório com múltiplas camadas com fluxo cruzado. São apresentadas as soluções matemáticas para os dois modelos básicos e discutida a influência de diversos parâmetros sobre o comportamento de pressões e vazões. São discutidos também diversos métodos de regressão não linear e suas aplicações para interpretação automatizada de testes, incluindo-se os casos de reservatórios com múltiplas camadas / Abstract: Due to variations in the environment in which sediments were deposited and the diagenetics process that sediments were submited in their evolution, it is very common to find reservoirs which typically show a vertical variation of permeability. The purpose of this work is to investigate pressure and rate transient behavior in such reservoirs, in order to provide a method for characterization of the reservoir parameters through well test analysis. Three kind of reservoirs are considered in this work: . reservoirs with continuous vertical variation of permeability, multilayer reservoirs without formation crossflow, and . multilayer reservoirs 'with formation crossflow. The continuous vertical variation of permeability case is treated as a special case of multilayer reservoir with fórmation crossflow. Matematical solutions for the two basic model are presented and the influence of several reservoir parameters on the pressure and rate behavior are discussed. Methods for nonlinear parameter estimation in well test analysis are also discussed. / Mestrado / Mestre em Engenharia de Petróleo

Orientador : Saul Barisnik Suslick / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-31T20:06:10Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Schiozer_RafaelFelipe_M.pdf: 2532420 bytes, checksum: bbe8f19eda1825354a9dc64e254a26f4 (MD5) Previous issue date: 2002 / Mestrado

La presente propuesta se inscribe dentro de la historia regional aunque el área espacial de estudio coincide con los límites geográficos-políticos de la provincia del Neuquén. Si bien acordamos que la noción de totalidad constituye la cuestión fundamental en todo análisis, aunque no existe conocimiento con posibilidad de abarcar todo, se trata de presentar un buen mapa de esa historia total. El problema y las preguntas que se dibujan en nuestra frontera son los que determinan qué nivel de análisis vamos a realizar, distinguiendo los espesores de la realidad y respetando la especificidad del estudio de caso. En estas áreas territorianas/provinciales se pueden hallar claves significativas para releer el proceso histórico nacional y enriquecerlo a partir de los aportes locales, con la intención de salir de la visión generalizadora dentro de la historia argentina que, en general, se sostiene en presupuestos que no contemplan demasiado la dinámica propia de los espacios provinciales. Existe una tendencia a interpretar el proceso histórico en términos de un centro dinámico metropolitano, hecho que conlleva el riesgo de concretar un ejercicio simplificador al englobar una realidad más compleja, que no contribuye a darle claridad a los estudios en nuestro país. En la construcción de la Historia de Neuquén podemos advertir la existencia de una escasa producción investigativa vinculada al proceso que se abre con la provincialización y cierra con el quiebre de la forma de estado interventor-planificador–distribucionista (1958-1990). Los estudios se basan en la concepción generalizada y adoptada por los que escriben artículos y notas sobre la historia provincial, acerca del ‘milagro neuquino’ y de la ‘visión de un grupo de dirigentes’ que supo captar las necesidades de este lugar postergado por el estado nacional, donde se desarrolla un ‘auténtico federalismo’ representativo de la población, que le permite al estado provincial convertirse en una ‘isla’ en el contexto nacional signado por la inestabilidad política y los cambios económicos.

Made available in DSpace on 2018-08-01T23:29:10Z (GMT). No. of bitstreams: 1 tese_11294_60- Nasibu Samson Shonza.pdf: 1855967 bytes, checksum: 8b9c93065f40b917f5c8886257b2ba53 (MD5) Previous issue date: 2017-08-24 / A produção petrolífera dos poços é acompanhada com um efluente indesejável denominado água produzida oriunda das rochas de formação de petróleo e dos processos de recuperação. O descarte dessa águaé governado pelas leis ambientais para enquadrar os critérios de descarga superficial, de reinjeção subterrânea, descarga marinha e/ou do uso beneficial, que por sua vez aumenta o custo de produção de recurso. Com isso, é fundamental encontrar um modo que possa satisfazer essas necessidades.Empregou-se assim a técnica de eletrofloculação para tratamento de efluente de água oleosa sintética em regime de fluxo contínuo em eletrofloculador de forma retangular, no qual avaliou-se os efeitos das variáveis de vazão de entrada (Q: 2 e 6 mL.s-1), densidade de corrente (i:166,67 e 333,33 A.m-2) e a distância entre os eletrodos (D: 1 e 2 cm) em relação à variável resposta eficiência de remoção de teor de óleos e graxas (TOG) durante o processo. Como resultado observado, a máxima eficiência de remoção do TOG atingida foi 86% no maior tempo de residência ideal de 24 minutos na vazão de Q = 2 mL.s-1, i = 333,33 A.m-2 e D = 1 cm. Sendo que os resultados experimentais mostraram que o sistema estabelecido de bancada em fluxo contínuo apresenta melhor rendimento operacional a baixa vazão, a menor distância e a alta densidade de corrente, indicando que a vazão é a principal variável que rege o sistema.

Tese (doutorado) - Universidade Federal de Santa Catarina, Centro Tecnológico, Programa de Pós-Graduação em Engenharia de Automação e Sistemas, Florianópolis, 2017. / Made available in DSpace on 2017-10-10T04:15:34Z (GMT). No. of bitstreams: 1 348508.pdf: 13832013 bytes, checksum: 6a6da4b466801837784d08a9c023f55d (MD5) Previous issue date: 2017 / A abordagem tradional para operar uma plataforma de petróleo consiste na tomada de decisão com base em análises de sensibilidade usando ferramentas de simulação e heurísticas. Entretanto, esta estratégia pode tem um custo computacional elevado em circunstâncias não usuais, além de não assegurarem um modo de operação ótimo para a plataforma. Ao invés disso, especialmente com alta variação dos preços do petróleo nos mercados internacionais, as indústrias petrolíferas estão investindo no desenvolvimento de estratégias ótimas com o intuito de melhorar as margens de ganho econômico. Uma alternativa que tem ganhado aceitação na indústria é a otimização baseada em modelo, a qual pode ser vista como a integração de modelos matemáticos e algoritmos para a obtenção de ferramentas efetivas de otimização. Esta tese propõe modelos e metodologias para a otimização da produção de campos de petróleo no curto- e longo-prazo. No curto-prazo, as contribuições são um estudo compreensivo de modelos lineares por partes multidimensionais para otimização da produção diária e a modelagem da divisão de fluxos em redes de escoamento submarinas de sistemas de produção em alto-mar. A primeira consiste de um framework unificado de modelos de linearização por partes para a aproximação de funções não-lineares multidimensionais relacionadas a processos de produção petróleo. Com o uso destes modelos, o problema não-linear de otimização da produção se torna um problema de programação linear inteira-mista, para o qual algoritmos especializados e solvers comerciais conseguem obter soluções ótimas de forma eficiente. Foram realizadas análises computacional e de simulação para avaliar a eficiência e qualidade de aproximação dos modelos em um campo de petróleo sintético construído em um simulador de escoamento multifásico comercial. A segunda contribuição consiste de um modelo para divisão de fluxos em redes de escoamento submarinas. Apesar de se tratar de uma prática recorrente em operações em alto-mar, onde os poços podem estar conectados às unidades de processamento por múltiplas rotas, modelos de otimização disponíveis na literatura assumem rotas únicas. Um modelo de roteamento automático que decide sobre rotas únicas ou múltiplas foi desenvolvido e validado contra o processo simulado. O modelo foi empregado na otimização de um campo de petróleo sintético, onde as estratégias ótimas com roteamento múltiplo induziram maior produção do que as estratégias com roteamento único. No longo-prazo, a contribuição é uma metodologia que trata restrições referentes à rede de escoamento nos problemas de gerenciamento de reservatórios, particularmente em processos recuperação avançada por inundação de água. Restrições referentes à rede de escoamento e unidade de processamento são tipicamente limitadas ou desconsideradas nas políticas de gerenciamento de reservatórios. O presente trabalho propõe a otimização do problema integrado com uma formulação de múltiplos tiros, o qual é um método de controle adequado para problemas com múltiplas restrições em variáveis de saída de simulações. A metodologia foi empregada na otimização de um reservoir bifásico produzindo para uma rede de escoamento com restrições não-lineares referentes à operação de bombas submersíveis elétricas. A capacidade do método de lidar com as restrições de rede foi avaliada comparando-se os resultados obtidos com a abordagem que considera restrições de rede com os resultados das abordagens tradicionais, as quais negligenciam o sistema de escoamento em rede. As contribuições do trabalho, vistas sob a ótica de operações integradas, podem dar suporte a engenheiros de produção e reservatório em processos de tomada de decisão em campos de petróleo do mundo real.<br> / Abstract : The traditional approach for the operation of an oil platform has been to make decisions based on sensitivity analysis using simulation software and heuristics. However, this strategy can be rather time-consuming and does not necessarily ensure an optimal production policy. Instead, oil companies are investing towards the development of optimal strategies in order to improve economic margins. An alternative that is gaining acceptance in the industry is model-based optimization, which may be seen as the integration of mathematical models with algorithms into effective optimization tools. This dissertation proposes mo\\-dels and optimization tools for production optimization of oil fields in the short-term and long-term horizons.In the short-term, the contributions are a comprehensive study of multidimensional piecewise-linear models for daily production optimization and the modeling of flow splitting in subsea gathering networks. Because much of the literature was scattered, the first contribution consists of a common framework with the existing multidimensional piecewise-linear models for nonlinear function approximations appearing in oil production processes. Such models allow to transform the nonlinear production optimization problem into a mixed-integer linear program, for which off-the-shelf solvers can obtain optimal solutions. Computational and simulation analyses are performed to evaluate the efficiency and approximation quality of these models for a realistic oil field built in a commercial multiphase flow simulator.The second contribution consists of a model for flow splitting in subsea gathering networks.Despite being a common practice in offshore operations, where the wells can be connected to processing facilities by multiple routes, previous optimization models assumed single routes. An automatic routing model which decides upon single or multiple routing was developed and validated against simulation software. The model was further employed in the optimization of a synthetic oil field, where the optimal strategies with flow splitting yielded higher production rates than single-routed ones.In the long-term, the contribution is a methodology to handle network output constraints in reservoir management problems, particularly in water-flooding processes. Since full-field implicit simulations are prohibitively costly, reservoir management policies are typically developed with standalone reservoir models, while the constraints regarding the network are limited or fully disregarded. We propose to optimize the integrated problem with a multiple shooting formulation, which is a control method suitable for problems with numerous output constraints. The methodology is employed in the optimization of a two-phase black-oil reservoir producing to a gathering network with nonlinear constraints regarding the operation of electrical submersible pumps. The method's capability to handle network constraints is assessed by constrasting its results against conventional approaches which neglected the gathering network system. These contributions, seen from the integrated operations perspective, may support production and reservoir engineers in decision making processes of real-world fields.

Made available in DSpace on 2018-05-09T12:03:29Z (GMT). No. of bitstreams: 1 000488731-Texto+Completo-0.pdf: 9521284 bytes, checksum: c69cc2ad925316be0c15638aac8f5999 (MD5) Previous issue date: 2017 / Carbon geological storage in depleted wells has been identified as an important solution to mitigate the environmental impacts caused by the release of CO2 into the atmosphere. However, the degradation of the materials used in the construction of the wells over the years has been one of the major concerns of the application of this technology, due the possibility of CO2 escape to the surface. The most susceptible region of CO2 leakage is through the wellbore at the interface between the cement paste and rock formation. The degradation of the cement paste occurs due to the presence of CO2 and water or brine, occurring acid carbonation that causes loss on mechanical resistance and increase in porosity. This work aims to study the chemical alteration of the class G cement paste in the presence of arenite rock of the Rio Bonito Formation (Paraná Basin-Brazil) by humid CO2, CO2 saturated water and brine saturated with CO2, simulating the geological storage conditions with a depth of 1,500 m, corresponding to a temperature of 70°C and the pressure of 15MPa. For the degradation test, samples were made by pouring a cement into the hole of an arenite cylinder. The tests were performed in two exposure times, 28 and 180 days, and the chemical degradation of the cement phases was evaluated by Scanning Electron Microscopy (SEM / FEG) and X-Ray Diffraction. The density of cement and rock before and after exposure to CO2 was obtained by pycnometry and the surface area of the rock pores and the diameter of them were evaluated by the BJH method. In addition, the percentage of inorganic carbon present in the rock was determined before and after the degradation tests.The carbonation of the cement was less accelerated in the samples exposed to the saline solution than in the supercritical environment of CO2 and CO2 saturated water, probably due to the decreasing of CO2 solubility in the aqueous medium in the presence of salts and also due to the higher precipitation of carbonate in the pores of the rock that make difficult the CO2 percolation. The density measurements showed that there was an increase in the density of rock and cement (near the interface with the rock) after exposure to CO2 and the density increased with the time of exposure. The surface area of the rock pores, for both times and all mediums, increased after expusure to CO2 due the precipitation of CaCO3, while the radius of the pore have a tendence to decrease. In addition, an increase in the amount of carbon present in the rock after CO2 exposure was observed for the three studied environment and the two exposure times, and a higher amount of carbon was observed for the rock samples exposed to the saline solution, and in this case the carbon content significantly increased from exposure time from 28 days to 180 days. / O armazenamento geológico de carbono em poços depletados tem sido apontado como uma solução importante para a mitigação de impactos ambientais causados pela liberação do CO2 na atmosfera. No entanto, a degradação dos materiais utilizados na construção dos poços ao longo dos anos tem sido uma das maiores preocupações da aplicação desta tecnologia, uma vez que pode favorecer o vazamento do CO2 para a superfície. A região do poço mais suscetível à fuga de CO2 é a interface da pasta de cimento com a formação rochosa. A degradação da pasta de cimento se dá devido a presença de CO2 e água ou salmoura, ocorrendo a carbonatação ácida que gera perda de resistência mecânica e aumento da porosidade. Este trabalho tem como objetivo estudar a alteração química da pasta de cimento classe G em presença da rocha sedimentar arenosa da Formação de Rio Bonito (Bacia do Paraná-Brasil) nos meios de CO2 úmido, água saturada com CO2 e solução salina saturada com CO2, simulando as condições de armazenamento geológico com profundidade de 1.500m, correspondendo a uma temperatura de aproximadamente 70°C e a pressão de 15MPa. Para os ensaios de degradação foram confeccionados corpos de prova constituídos de rocha e cimento. Os ensaios tiveram duração de 28 ou 180 dias e a degradação química das fases do cimento foi avaliada por meio de microscopia eletrônica de varredura (MEV/FEG) e difração de raios X. A densidade do cimento e da rocha antes e após exposição ao CO2 foi obtida por picnometria e a área superficial dos poros da rocha o diâmetro médio dos mesmos foram avaliados pelo método BJH. Além disso, foi determinado o percentual de carbono inorgânico presente na rocha antes e após os testes de degradação.A carbonatação do cimento foi menos acelerada para os corpos de provas expostos à solução salina que nos meios de CO2 supercrítico úmido e água saturada com CO2, provavelmente devido a presença de sais diminuir a solubilidade do CO2 no meio aquoso e também devido a maior precipitação de carbonato nos poros da rocha que dificultaram a percolação do CO2. As medidas de densidade mostraram que houve um aumento na densidade da rocha e do cimento (próximo à interface com a rocha) após exposição ao CO2 e a densidade aumentou com o tempo de exposição ao CO2. A área superficial dos poros da rocha medidas, para ambos os tempos e todos os meios, aumentou com a precipitação de CaCO3 enquanto que o raio médio do poro tendeu a diminuir para a maioria dos casos. Adicionalmente, observou-se um aumento na quantidade de carbono presente na rocha após exposição ao CO2 para os três meios estudados e os dois tempos de exposição, sendo que uma maior quantidade de carbono foi observada para as amostras de rocha expostas à solução salina, sendo que neste caso o teor de carbono aumentou significativamente do tempo de exposição de 28 dias para 180 dias.

Orientador: Francisco J. S. Alhanati / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-19T07:40:51Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Baruzzi_JoseOctaviodoAmaral_M.pdf: 22329156 bytes, checksum: cdf8b810e5971beae93239811fbb4014 (MD5) Previous issue date: 1994 / Resumo: Um modelo hidrodinâmico foi desenvolvido para o processo cíclico de uma instalação convencional de plunger lift. A produção do reservatório é computada, em cada instante do ciclo, por uma IPR. O pistão é considerado estanque, não permitindo fallback nem passagem de gás quando da sua subida pela coluna de produção. Assume-se que a abertura da linha de produção é controlada pela pressão no revestimento, e que a mesma é deixada aberta por um certo tempo após a chegada do pistão à superfície (afterfiow). Desenvolveu-se ainda um método para verificar se é possível ter-se o acumulo de líquido apenas na coluna de produção durante o período de crescimento de pressão. Mostra-se que é preciso que o poço tenha uma RGL mínima para isto acontecer. Esta RGL é tão maior quanto maior for a profundidade do poço e quanto maior for a relação entre as áreas do anular e da coluna de produção. Para um poço típico, analisa-se os efeitos da pressão no revestimento para abertura da linha e do tempo de afterflow na produção do poço. Mostra-se que para uma dada pressão de abertura, há um tempo ótimo de afterflow, e que para um dado tempo de afterflow, quanto menor a pressão de abertura maior a produção. As previsões do modelo foram ainda verificadas contra medições realizadas em um poço real, em termos de produção e de comportamento da pressão na superfície na coluna de produção e no revestimento, com bons resultados / Abstract: A hydrodynamic model is developed for the cyclic process of a conventional plunger lift installation. The reservoir production is taken into account at each instant of the cycle by means of an Inflow Performance Relationship (IPR). The plunger is considered as a perfect seal, i.e., it permits neither liquid fallback nor gas passing through it. It is assumed that the flow line opens when the casing pressure reaches a pre-set value, and it is kept opened for some time after the plunger reaches the surface. A method is also developed to predict if it is possible to have only liquid in the tubing duríng the build-up períod. It is shown that there is a minimum GLR to reach this condition. This GLR increases with the depth of the well and the annular to tubing area ratio. For a typical well, the effects on the overall production, of both the annular pressure to open the flow line and the afterflow time, are analyzed. It is shown that for a given pressure, there is an optimum afterflow time, and for a given afterflow time the smaller the pressure the greater the production. The model predictions are compared against measurements made in a well, in terms of daily production and tubing and annular pressure behavior at the wellhead, with good results / Mestrado / Mestre em Engenharia de Petróleo

Orientador: Otto Luiz Alcantara Santos / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas. Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-19T10:03:16Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Lira_HumbertodeLucena_M.pdf: 2937048 bytes, checksum: 104f8166b493bbdeed7c3faecf7f623b (MD5) Previous issue date: 1993 / Resumo: O poço de alívio tem por objetivo interceptar o poço em erupção e efetuar o controle de subsuperfície através da injeção de um fluido de amortecimento. Neste trabalho são apresentadas as etapas necessárias ao planejamento e acompanhamento do poço de alívio. Um enfoque maior é dado ao projeto da trajetória levando em consideração as incertezas na posição dos poços, sua localização na superfície, e a profundidade inicial de pesquisa onde serão utilizadas as ferramentas de detecção. São utilizados programas gráficos que auxiliam a visualização dos poços. Para o cálculo das incertezas foi utilizado o modelo dos erros sistemáticos. Foi feita a análise da influência das diversas fontes de erros no resultado mal. Para o cálculo da trajetória foi usado um algoritmo que gera os poços direcionais em 3 dimensões passando por pontos pré-determinados (ponto inicial de pesquisa e ponto de intersecção). Um caso hipotético prático é apresentado para ilustrar todos os passos / Abstract: The objective of a relief well is to intercept a bIowing well and to provide I ways to controI the bIowing well fiom the surface by pumping kill fluid. This work presents. the necessary steps for pIanning and drilling the relief well. Special attention is given to the relief well path and its Iocation on the surface, r the uncertainty position of the two wells, and the searching depth where the detection I tool will be used. Graphics softwares are used for heIping the visualization of the wells. The systematic errors modeI was used for calculating the well position uncertainty. The effects of some sources of eITors on the fmal results were analyzed. To calculate the relief well trajectory, it was used an algorithm for generating directional wells passing through pre-stabilished points. A hypothetical field cases is presented to ilustrate all steps including calculations and graphical displays / Mestrado / Mestre em Engenharia de Petróleo