Orientador: Denis Jose Schiozer / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica e Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-08-04T17:38:31Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Magalhaes_TassoCordeiroBenevidesde_M.pdf: 3378169 bytes, checksum: 1fce57c554e09b19fe2b8796625d7f8b (MD5) Previous issue date: 2005 / Resumo: Estratégias de produção para campos petrolíferos são escolhidas com o objetivo de obter o melhor desempenho possível dos reservatórios, considerando restrições físicas, operacionais e econômicas. Em vários trabalhos publicados sobre otimização das estratégias de produção considera-se apenas o reservatório, simplificando o processo de definição por não considerar as restrições operacionais das facilidades de produção. Entretanto, as restrições da unidade de processamento e dos equipamentos necessários para o escoamento do petróleo, não só influenciam a produtividade do reservatório e o retorno financeiro do empreendimento, como também podem causar impacto significativo na definição da estratégia de drenagem, influenciando a quantidade e localização de poços produtores e injetores e no gerenciamento das condições de operação. No presente trabalho, duas restrições operacionais são analisadas: a limitação da capacidade de tratamento de líquidos da unidade de produção e a quantidade gás no sistema de elevação, gas-lift. Foram otimizadas estratégias de produção com e sem tais restrições para alguns casos e várias diferenças puderam ser observadas nos valores de indicadores técnicos e financeiros, como valor presente líquido, produção e injeção de fluidos e a quantidade e posicionamento de poços produtores e injetores. Foi possível demonstrar a influência das restrições operacionais e que se as mesmas não forem incluídas no processo de otimização antes da definição da quantidade e posição dos poços, o desempenho do campo pode ser prejudicado / Abstract: Production strategies for petroleum fields are chosen with the objective of achieving the best possible performance of the reservoir, considering physical, operational and economical constraints. In many published papers regarding production strategy optimization, only the reservoir is considered, simplifying the analysis process by not considering the operational constraints of production facilities. However, the restrictions of a production unit and the necessary equipments to guarantee the flow of petroleum not only have influence on the reservoir production and on the enterprise profits, but can also cause significant impact on the definition of the drainage strategy, influencing the number and location of producer and injector wells and the operational conditions management. In this work, two operational constraints are analyzed: the limitation of the capacity for liquid treatment and the amount of available gas for gas-lift operation. Production strategies were optimized with and without these restrictions for some case-studies and many differences were noted in the value of technical and financial indicators, such as the net present value, the production and injection of fluids and the number and location of producer and injector wells. It was possible to demonstrate the influence of operational constraints and how their exclusion from the optimization process, before definition of the number and location of wells, can lead to a wrong assessment of the field performance / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Adotando os conceitos da Nova Economia Institucional (NEI) e de sua vertente, a teoria da Economia dos Custos de Transação (ECT), apresenta-se, neste trabalho, uma discussão sobre o ambiente institucional brasileiro para o setor de exploração e produção (E&P) de petróleo e gás natural, sua regulação e caracterização. Discute-se as especificidades relativas às condições de desenvolvimento das atividades em campos de petróleo considerados maduros e/ou marginais, que constituem a maior parte das bacias brasileiras conhecidas em terra. O trabalho defende que este segmento de atividades de E&P requer um tratamento diferenciado em termos de regulação e outras políticas públicas, visando privilegiar a entrada de novos agentes e aumentar seu dinamismo no longo prazo. Contrapondo ao ambiente institucional nacional, optou-se por estudar o desenvolvimento das atividades onshore no Texas. Assim, estabelece-se comparações entre as duas realidades com relação à sua regulamentação, programas de incentivos, estrutura industrial, histórico de atividades e, principalmente, em relação à ação dos respectivos órgãos reguladores, a Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), pelo Brasil, e a Texas Railroad Commission (TRC), pelo Texas. A experiência da TRC no setor petroleiro texano, cujas características presentes, por se tratar de campos produtores de petróleo maduros, possuem certa similaridade com os campos em terra no Brasil, revela uma série de direções para o aprimoramento da regulação petroleira brasileira no sentido de promover suas atividades onshore. / By Adopting the New Institutional Economics (NIE), and the theory of Transaction Cost Economics (TCE), this work discuss about the Brazilian institutional environment for oil and natural gas exploration and production (E&P), the regulation and main features. This study discusses the specificities related to the development of onshore activities on mature and/or marginal oil and gas fields. These areas are the majority on the Brazilian developed onshore segment. The Thesis sustains that such a segment of E&P activities needs a special treatment in terms of regulation and other public policies, aiming at to improving the entrance of new players in the sector and its long-term growing. For a comparative analysis, the study of the onshore activities development in Texas provides important insights to understand and criticize de Brazilian situation. The Thesis compares both realities in terms of the regulation and incentives programs, industrial structure, history of activities as well as the main role players by the respective Oil and Gas Regulator, the National Petroleum Agency (ANP) in Brazil, and the Texas Railroad Commission (TRC) in Texas. TRC’s long experience in regulating Texas’ onshore oil and gas activities, whose present situation has similarities regarding to the Brazilian onshore areas (by their maturity), reveals a series of paths to improve Brazil’s oil and gas regulation and boost its onshore activities.

Adotando os conceitos da Nova Economia Institucional (NEI) e de sua vertente, a teoria da Economia dos Custos de Transação (ECT), apresenta-se, neste trabalho, uma discussão sobre o ambiente institucional brasileiro para o setor de exploração e produção (E&P) de petróleo e gás natural, sua regulação e caracterização. Discute-se as especificidades relativas às condições de desenvolvimento das atividades em campos de petróleo considerados maduros e/ou marginais, que constituem a maior parte das bacias brasileiras conhecidas em terra. O trabalho defende que este segmento de atividades de E&P requer um tratamento diferenciado em termos de regulação e outras políticas públicas, visando privilegiar a entrada de novos agentes e aumentar seu dinamismo no longo prazo. Contrapondo ao ambiente institucional nacional, optou-se por estudar o desenvolvimento das atividades onshore no Texas. Assim, estabelece-se comparações entre as duas realidades com relação à sua regulamentação, programas de incentivos, estrutura industrial, histórico de atividades e, principalmente, em relação à ação dos respectivos órgãos reguladores, a Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), pelo Brasil, e a Texas Railroad Commission (TRC), pelo Texas. A experiência da TRC no setor petroleiro texano, cujas características presentes, por se tratar de campos produtores de petróleo maduros, possuem certa similaridade com os campos em terra no Brasil, revela uma série de direções para o aprimoramento da regulação petroleira brasileira no sentido de promover suas atividades onshore. / By Adopting the New Institutional Economics (NIE), and the theory of Transaction Cost Economics (TCE), this work discuss about the Brazilian institutional environment for oil and natural gas exploration and production (E&P), the regulation and main features. This study discusses the specificities related to the development of onshore activities on mature and/or marginal oil and gas fields. These areas are the majority on the Brazilian developed onshore segment. The Thesis sustains that such a segment of E&P activities needs a special treatment in terms of regulation and other public policies, aiming at to improving the entrance of new players in the sector and its long-term growing. For a comparative analysis, the study of the onshore activities development in Texas provides important insights to understand and criticize de Brazilian situation. The Thesis compares both realities in terms of the regulation and incentives programs, industrial structure, history of activities as well as the main role players by the respective Oil and Gas Regulator, the National Petroleum Agency (ANP) in Brazil, and the Texas Railroad Commission (TRC) in Texas. TRC’s long experience in regulating Texas’ onshore oil and gas activities, whose present situation has similarities regarding to the Brazilian onshore areas (by their maturity), reveals a series of paths to improve Brazil’s oil and gas regulation and boost its onshore activities.

Submitted by CARLOS ALEXIS ALVARADO SILVA (carlosalvaradosilva@gmail.com) on 2016-09-14T17:46:58Z No. of bitstreams: 1 dissertação final CARLOS ALVARADO.pdf: 3455623 bytes, checksum: 4fe5a62f068f2bf001ce3b1fdc1681ef (MD5) / Approved for entry into archive by Felipe Augusto Arakaki (arakaki@reitoria.unesp.br) on 2016-09-14T21:51:44Z (GMT) No. of bitstreams: 1 silva_caa_me_guara.pdf: 3455623 bytes, checksum: 4fe5a62f068f2bf001ce3b1fdc1681ef (MD5) / Made available in DSpace on 2016-09-14T21:51:44Z (GMT). No. of bitstreams: 1 silva_caa_me_guara.pdf: 3455623 bytes, checksum: 4fe5a62f068f2bf001ce3b1fdc1681ef (MD5) Previous issue date: 2016-07-04 / Agencia Nacional de Petróleo (ANP) / Controlar a pressão de poços petrolíferos durante a perfuração pode ser um dos processos mais complexos e perigosos da etapa de exploração. O sistema de perfuração varia constantemente e aleatoriamente, isto principalmente, devido à mudança da profundidade de perfuração, a qual faz variar outros parâmetros do processo. Assim, a aplicação de um controle variante no tempo torna-se necessário. Este estudo propõe o projeto de um controlador Gain Scheduling (GS) no controle da pressão no fundo de poços durante a perfuração. Este controlador GS consiste na sintonia dos ganhos relacionados aos diferentes pontos operacionais, para este caso, a profundidade do poço. Primeiro, apresentam-se as teorias a serem utilizadas durante o desenvolvimento do trabalho. Segundo, obtém-se o modelo matemático do processo o qual se fundamenta na mecânica dos fluidos. Da linearização do modelo, a função de transferência resultante apresenta um elemento integrador o que faz que a dinâmica do processo seja difícil de manipular. Também se adiciona um tempo de atraso, o que torna mais complexo o controle do processo. Na terceira parte, utilizaram-se três tipos de metodologias IMC (Internal Model Control) para sintonizar os ganhos do controlador PID (Proporcional, Integral e Derivativo) para diferentes profundidades de perfuração procurando o melhor desempenho, estabilidade e robustez do sistema. Finalmente, escolhe-se a estratégia de melhor desempenho (IMC de dois graus de liberdade) para especificar e montar a tabela do controlador GS, o qual é avaliado mediante simulações de problemas que geralmente ocorrem durante a perfuração, considerados como distúrbios, que verificam a sua viabilidade. Também, os resultados do sistema controlado por GS são comparados com os resultados de um outro controlador do tipo adaptativo de modelo de referência (CAMR). Verificando também melhor desempenho o controlador GS diante do CAMR. / Controlling the pressure of oil wells during drilling can be one of the most complex and dangerous processes of exploration stage. The drilling system is constantly end randomly changing due, among other things, the drilling depth, which varies other process parameters, accordingly to apply a time variant control becomes necessary. This study proposes the design of a Gain Scheduling controller to control the pressure at the bottom of wells during drilling. The GS controller is based on the corresponding tuning gains at different operating points in this case, the depth. First, presents the theories that will be used during development work. In the second part, was obtained a mathematical model of the process which is based on fluid mechanics. In the linearization of the, the final transfer function presents an integrating element which makes the process dynamics more difficult to handle. It becomes even more complex in the presence of time delay. In the third part, three IMC controllers’ types were used to tuning the PID (Proportional, Integral and Derivative) controller gains for different depths of drilling looking for the best performance, stability and robustness. Finally, was chose the best performing strategy (IMC of two degrees of freedom) to specify and assemble the GS controller table, which is evaluated by simulations of problems that usually occur during drilling, considered as disturbances, which check its viability. Also, the results of the controlled GS system are compared with the results of another adaptive controller model of model reference (MRAC). Also verifying that the GS controller presents better performance than MRAC. / PRH48/ANP: 48610.009725/2013

Submitted by Jesiel Ferreira Gomes (jesielgomes@ufcg.edu.br) on 2018-04-18T00:27:12Z No. of bitstreams: 1 MARCELLA MAYARA COSTA ARAUJO ARAGÃO – DISSERTAÇÃO (PPGEPM) 2017.pdf: 3889032 bytes, checksum: b07ad0aff275b94b8f849a17c019fe8e (MD5) / Made available in DSpace on 2018-04-18T00:27:12Z (GMT). No. of bitstreams: 1 MARCELLA MAYARA COSTA ARAUJO ARAGÃO – DISSERTAÇÃO (PPGEPM) 2017.pdf: 3889032 bytes, checksum: b07ad0aff275b94b8f849a17c019fe8e (MD5) Previous issue date: 2017-02-23 / No gerenciamento de reservatórios petrolíferos um dos desafios é predizer o comportamento do fluxo de fluidos. A identificação das unidades de fluxo é complexa, por este motivo é necessário realizar a caracterização rochosa. Parâmetros como porosidade e permeabilidade devem ser conhecidos. O uso da estatística é útil para realizar a divisão do reservatório em zonas utilizando dados de testemunho e os perfis do poço. Esta pesquisa tem como objetivo aplicar duas técnicas alternativas, úteis para o reconhecimento de unidades de fluxo no campo de Namorado e realizar uma análise comparativa das técnicas verificando os resultados obtidos em ambas as abordagens, assim como obter o modelo tridimensional das zonas indicadas pelas técnicas. As técnicas utilizadas nesta dissertação são o zoneamento estatístico e índice de zona de fluxo (FZI). Utilizaram-se os dados de permeabilidade de quinze poços fornecidos pela Agência Nacional de Petróleo. Na primeira técnica foram calculadas as variâncias entre zonas, variâncias agrupadas dentro das zonas e por fim o índice de zoneamento com o qual foi possível a divisão de zonas. Na aplicação da técnica FZI o maior valor do índice indicou a profundidade de divisão entre zonas. Após a obtenção das zonas foram construídos dois modelos, o primeiro baseado no zoneamento estatístico, indicando as zonas; e o segundo baseado no FZI, apontando a localização das zonas correspondentes ao reservatório e aquelas associadas ao não-reservatório. Para a construção dos modelos tridimensionais utilizou-se o software geoestatístico SGeMS. De acordo com os resultados obtidos ficou evidenciado que as técnicas de zoneamento estatístico e FZI têm produzido resultados equivalentes em alguns poços, mas divergentes em outros. No entanto, o método FZI apresentou, na maioria dos poços, resultados mais satisfatórios em comparação ao zoneamento estatístico. / In oil reservoirs management one of the challenges is to predict the behaviour of the fluid flow. Identifying the flow units is complex task, therefore it is necessary to perform the characterization of rocks. Parameters such as porosity and permeability must be known. The use of statistics is useful to perform reservoir division into zones using core data and geophysical well logs. This research aims to apply two alternative well established techniques useful for the recognition of flow units in the Namorado field and conduct a comparative analysis of the techniques by looking at the results obtained in both approaches, as well as obtain the three-dimensional model of this field, as indicated by both techniques. The techniques used in this work are statistical zoning and flow zone index (FZI). In this research was used permeability data from 15 wells provided by the Brazilian National Petroleum Agency. In the first technique were calculated the variances between zones, grouped variances within zones and finally the zoning index with which it was possible divide the field into zones. On application of FZI the greatest value of the index indicated the depth of division between zones. After zones recognition, two model were constructed, the first one based on statistical zoning, indicating the zones; and the second based in FZI, pointing out the location of the zones corresponding to the reservoir and those associated with the nonreservoir. For the construction of three-dimensional models the geostatistical software SGeMS was used. According to the obtained results was evidenced that the techniques of statistical and FZI zoning have produced equivalent results in some wells, but different in others. However, the FZI method presented, in most wells, more satisfactory results compared to the statistical zoning.

Orientador: Denis Jose Schiozer / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica e Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-08-15T12:53:43Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Hayashi_SuzanaHisakoDeguchi_M.pdf: 16467779 bytes, checksum: 4345ae4f5ff27ff7cee4722d4b305f55 (MD5) Previous issue date: 2006 / Resumo: O risco é inerente às várias fases da vida de um campo de petróleo, devido às incertezas, geológicas, econômicas e tecnológicas que influenciam o valor de um projeto. A aquisição de informações e a adição de flexibilidade na implantação de um projeto são os principais processos que permitem a mitigação dos riscos associados. O conceito de Valor da Informação (VDI) permite medir quantitativamente os benefícios resultantes da aquisição adicional de dados, que permite definir o projeto de desenvolvimento com mais precisão, podendo trazer modificações significativas em relação à concepção inicial (projeto conceitual). O conceito de Valor de Flexibilização (VDF) permite medir os benefícios de adicionar flexibilidade, por exemplo, no cronograma de implantação de um projeto, com o objetivo de possibilitar um melhor gerenciamento de reservatórios frente aos possíveis cenários. Os conceitos de VDI e VDF são usados neste trabalho para determinar o valor de adquirir novas informações para o projeto, considerando um atraso no cronograma causado pela flexibilização do momento de definição e aprovação do projeto básico. Uma técnica baseada nos Modelos Geológicos Representativos (MOR} e nas árvores de decisão é aplicada no processo de análise de decisão. Os resultados deste trabalho mostram que a metodologia proposta neste trabalho é aplicável em modelos de grande porte. Outras conclusões são que a relevância da aquisição de informações aumenta em cenários de preço de óleo mais baixo e que é importante analisar a redução de risco como variável adicional ao retomo financeiro no processo de decisão como o analisado neste trabalho / Abstract: The risk is inherent to several phases of a petroleum field development due to geological, economic and technological uncertainties, which influence the value of a project. The acquisition, of additional information and flexibility in the implementation, of a project are the main processes, which permit risk mitigation. The concept of Value of Information (VoI) permits to measure quantitatively the benefits of the new information that yield more accuracy in the definition of the development project and it can bring important modifications in comparison with the initial conception of the project. The concept of Value of Flexibility (VoF) allows measuring the benefits of flexibility in the implementation of a project yielding better reservoir management. The concepts of VoI and VoF are used in this work to determine the value of new information in a project, considering a delay in the schedule caused by the flexibility in the moment of definition and approval of the final project. A decision tree technique, associated to Geological Representative Models (GRM), is applied in the process of the quantification of the value of information and flexibility. Based on the results of this work, it is possible to conclude that: the methodology is useful for large fields; the relevance of information acquisition increases in low prices scenarios and; if is important to analyze risk mitigation in addition to financial gain in decision making processes like the one studied in this work / Mestrado / Engenharia de Petroleo / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo