Orientador: Gabriel Alves da Costa Lima / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-18T06:55:19Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Guimaraes_BrunnoRodrigues_M.pdf: 3690412 bytes, checksum: 215a44334a505aed1642d1450eb2097c (MD5) Previous issue date: 2011 / Resumo: O problema de estimativa de tempo para perfuração de poços de petróleo é um desafio importante para os tomadores de decisão porque envolve alocação de recursos físicos (sondas, equipes de operadores etc.) e custos. Por isso, o desenvolvimento de ferramentas que forneçam informações pode contribuir para a tomada de decisões no sentido de agregar valor. Neste trabalho desenvolve-se uma abordagem probabilística para realizar estimativas do tempo para perfuração de poços de petróleo utilizando-se o método de Monte Carlo. Esta consiste em modelar a sequência lógica de atividades (manobra, cimentação, perfuração etc.) que compõem a perfuração de um poço. Tal sequência é composta de atividades que devem ser realizadas consecutivamente e também de outras que podem ser executadas paralelamente. Depois, são inseridas informações na forma de distribuições de probabilidade que são usadas na modelagem da variável aleatória tempo para completar cada uma das operações da perfuração, as quais são selecionadas a partir de dados históricos de tempos de poços realizados em situações semelhantes. Ao empregar simulação de Monte Carlo juntamente com o modelo proposto pode-se obter uma estimativa da distribuição de probabilidade do tempo total para perfurar determinado poço. Desta forma, podem-se obter respostas a perguntas diversas, tais como: 1) Qual é o tempo médio (mais provável) de perfuração do poço?; 2) Qual a probabilidade de que o tempo real seja X% superior ao valor esperado?; 3) Qual a probabilidade de que ocorram atrasos nas duas últimas fases?; 4) Caso a duração das fases concluídas seja diferente do esperado, qual a probabilidade de que o tempo total de perfuração ainda se encontre dentro do planejado?; 5) etc. Adicionalmente, incorpora-se a abordagem dentro do ciclo do PDCA de forma a gerenciar as informações e os resultados, tornando o processo padronizado e de fácil utilização pelos profissionais da indústria de petróleo / Abstract: The problem of estimation of the total time to drill wells in oil and gas industry can be considered as a challenge for decision-makers because it is associated with scarce resource allocation (rigs, labour, time etc.) and also restrictions in expenditures. Then, the development of a methodology that provides more information can contribute to the improve quality of decisions and add value to companies. In this dissertation the research is focused on probabilistic approach to forecast the total time to drill wells in oil and gas industry using Monte Carlo simulation. It is based on logical modeling of activities that must be carried out over time. Some of them are in series whereas others can be in parallel. After that, information about variability in time to complete each activity is modeled using probability distributions, which are selected from the use of statistical test applied to available historical data. By putting together Monte Carlo simulation and the proposed model, the analyst can estimate the probability distribution of the random variable total time of drilling. With this information, it is possible the answer to questions such as: (1) What is the expected time to drill a well?; (2) What is the probability that the real time is X% higher that of the original forecast?; (3) What is the probability that delays can occur in the time do complete some of the activities?; (4) In case of the time to complete initial activities is above the expected, what is the probability that the total will not be longer that originally forecasted?; (5) etc. Additionally, this methodology is run according to the PDCA model, which as a standard and familiar tool, in an attempt to make easier the management of information and results, make the entire process standard and easily employed by practitioners of the petroleum industry / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientadores: Otto Luiz Alcântara Santos, Gabriel Alves da Silva Costa Lima / Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-18T06:06:36Z (GMT). No. of bitstreams: 1 GutierrezSotomayor_GabrielPaulo_D.pdf: 3385823 bytes, checksum: 4b18b1db85b45c78fc076632345c8bd2 (MD5) Previous issue date: 2011 / Resumo: A construção de poços de petróleo requer uma estimativa de custos a mais precisa possível, visando-se manter uma adequada taxa de retorno para a explotação de uma jazida. Uma variável significativa na estimativa de custos é o tempo de cada uma das operações para a construção do poço. Geralmente, a estimativa de tempos em poços complexos é associada a cenários de incerteza e conhecimento parcial de parâmetros. Um poço complexo, cujos custos chegam a superar US$ 150.000.000,00, pode ser um poço multilateral em águas profundas, um poço exploratório em águas profundas, um poço de grande extensão, ou também pode ser um poço profundo vertical ou horizontal em ambiente de sal. Dentro deste contexto, este trabalho apresenta uma metodologia que combina diferentes tipos de incertezas na previsão de tempo de perfuração em poços complexos e compara os resultados do enfoque probabilístico, largamente usado pela indústria, com uma abordagem híbrida, isto é, uma abordagem probabilística-possibilística, para o tratamento das incertezas na estimativa do tempo de perfuração, a partir de uma base de dados de campo marítimo em águas profundas. Primeiramente, são identificadas as variáveis críticas e as incertezas a elas associadas, que são classificadas como incertezas epistêmicas ou aleatórias. A seguir estas variáveis são representadas por meio de distribuição de probabilidade e distribuição de possibilidade, sendo ambas distribuições combinadas em apenas um resultado para representar a incerteza total do tempo para perfurar um poço complexo, que é uma distribuição de possibilidade. Este trabalho discute as limitações do uso da Teoria das Probabilidades para modelar as incertezas em poços complexos e apresenta uma metodologia para tratamento das incertezas nas estimativas de tempos operacionais de perfuração de poços, no qual co-existem amostras de dados em quantidade suficiente para a geração de distribuições de probabilidades e amostras em quantidades insuficientes, onde são geradas distribuições de possibilidades / Abstract: The construction of oil wells requires a cost estimate as accurate as possible in order to maintain an adequate rate of return for the exploitation of a deposit. A significant variable in the cost estimate is the time of each operation for the construction of the well. Estimated time in complex wells generally is associated with scenarios of increased uncertainty and partial knowledge of parameters. A complex well, which costs may exceed US$ 150,000,000.00, can be a multilateral well in deep water, an exploratory well in deep water, an extend-reach well, or could also be a deep vertical/horizontal well in salt environment. Within this context, this work presents a methodology that combines different types of uncertainties, forecastes the drilling time in complex wells and compares the results of the probabilistic approach, widely used by the industry, with a hybrid approach, that is, a probabilistic-possibilistic approach, to estimate drilling time, based on an offshore deep waters database. First, it identifies the critical variables and uncertainties associated with them, which are classified as random or epistemic uncertainties. Then, these variables are represented by probability distribution and possibility distribution and both distributions are combined into a possibility distribution to represent the total uncertainty of the time to drill a complex well. This work discusses the limitations of the use of probability theory to model uncertainties in complex oilwells and presents a methodology to treat uncertainties in forecasting operational drilling time, where co-exist samples with sufficient data to generate probability distribution and samples with insufficient data to generated possibility distribution / Doutorado / Reservatórios e Gestão / Doutor em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Celso Kazuyuki Morooka / Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-21T22:00:05Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Patricio_AntonioRodrigues_D.pdf: 9108758 bytes, checksum: 6fb924229cda13959f92704bf8d96f4e (MD5) Previous issue date: 1996 / Resumo: Apesar do reduzido nível dos preços atuais do petróleo cru, não parece que as oportunidades de recuperação suplementar de volumes de óleo e gás natural, tanto em reservatórios terrestres como marítimos estejam sendo abandonadas. Uma das razões é a constatação de que uma vez desmobilizada uma estação ou uma plataforma de produção, é extremamente custoso a reativação e a retomada da produção de um campo de petróleo caso os preços subissem. Nessa situação a automação é fundamental para a redução de custos. As reservas e a produção de óleo brasileiras vêm de campos terrestres e marítimos, que produzem óleo e gás natural. A produção de vários poços (mais de 30 em média) é dirigida para estações ou plataformas, que abrigam uma planta de processo para separar óleo, gás e água, e enviar o óleo e o gás produzidos para terminais no continente. Em uma planta de processo típica, o fluido produzido (mistura de óleo, água e gás) é coletado no "manifold" (conjunto de tubos e válvulas) e direcionado para o separador de teste (apenas um poço) e para o separador de produção (os demais poços). Este processo de separação é sensível ao nível de líquido dentro do vaso de separação e a pressão do gás. Devido a isto, são usados controladores locais para ajustar as saídas de óleo e de gás destes vasos. Após a separação, o óleo é bombeado para oleodutos enquanto que o gás segue até o depurador, onde após retiradas as últimas gotícolas remanescentes de óleo, vai preferencialmente para um compressor que o envia parte de volta ao poço para reinjeção ou para elevação artificial ("gas lift") e, eventualmente, para geração de energia elétrica. O gás remanescente é escoado via gasoduto e somente o que excede a capacidade de aproveitamento é queimado localmente. O compressor de gás, por atuar com pressão alta, é uma unidade do processo muito sensível. A operação do "gas lift" (elevação pneumática) requer pressões consideradas altas (cerca de 1500 psi) e também, todas as atividades das plataformas (e de algumas estações terrestres) que dependem de energia elétrica fornecida por geradores de alta potência que consomem gás a alta pressão. Assim, o desafio de melhorar, técnica e economicamente, a recuperação de petróleo de reservatórios petrolíferos é, além do emprego de técnicas avançadas de recuperação de petróleo, a redução dos custos concernentes à exploração geológica, à perfuração de poços e às instalações de produção bem como reduzir os custos específicos das operações. Estes objetivos devem ser cumpridos, a fim de que os reservatórios cheguem ao fim em seus máximos aproveitamentos. Na extração de petróleo é necessário na maioria dos casos, acelerar a produção e, no conjunto de soluções possíveis, a instalação de bombas de fundo nos poços, considerado um dos métodos mais eficazes. No bombeio mecânico utilizam-se hastes metálicas em movimento alternativo (bomba e hastes) que transmite potência a um pistão situado no fundo do poço. O método de elevação de petróleo por "gas lift" é utilizado tanto em campos marítimos como em campos terrestres. Sua lenta dinâmica se constitui em um inconveniente para a realização de estudos "in situ" a cerca das condições ótimas de produção. Para aprender a operar este método e para otimizar as condições de produção em um campo petrolífero, é necessário dispor de programas computacionais, elaborados a partir de modelos de escoamento bifásico, de reservatório e de injeção de gás. Um programa computacional inteligente, que utilize as rotinas computacionais mais comumente usadas, proporcionará resultados fisicamente bem aceitáveis. Este trabalho descreve um sistema inteligente para controle do processo de uma planta de processamento primário de óleo e gás natural, de poços equipados com "gas lift" e com bombeio mecânico. Estes dois métodos de elevação artificial são os mais usados na indústria do petróleo. A influência de fatores não controláveis provoca nesses processos flutuações aleatórias. Com a automação da compressão de gás, do bombeio, da separação óleo/gás e dos equipamentos periféricos, os operadores simulam o funcionamento da unidade e .compreendem os efeitos dos diversos parâmetros com que contam. Baseando-se em conceitos de inteligência artificial, lógica nebulosa e sistemas neurais, é proposto o SIEP - Sistema Inteligente para Elevação de Poços e Controle de Processos Petrolíferos, um sistema para o gerenciamento integrado dos processos que envolvem a produção de petróleo / Abstract: In spite of real low prices of cmde oil should not lead to reject any opportunities of recovering additional amounts of oil, both onshore and offshore fields. Indeed, once platforms or process plants have been dismantled, it is extremely expensive resume production from a reservoir. The brazilian petroleum production comes from onshore and offshore fields, producing oil and gas. The production of up 30 wells is directed to onshore production stations or offshore platforms housing process plants to separate oil, gas and water. In a typical process plant the produced fluid, a mixture of oil, water and gas, is collected at the manifold and it is directed to two different vessels, called test and production separators, whose purpose is to allow the gas, oil and water to be separated. This separation process is sensitive to the liquid leveI and gas pressure in the vessels. Because of that, local controllers are used to set up the output flow of both oil and gas. The produced oil is pumped into pipelines whereas the gas is directed to the gas scmbber which is in charge of removing any remaining amount of oil. This process is also dependent on the liquid leveI and gas pressure inside the vessel, and local controllers are also used to maintain the process within desired ranges. The gas produced at this final stage is directed preferentially to a compressor to be used in the lifting process and to generate elctricity. The remaining gas production is pipelined to the continent, and any surplus conceming the pipeline capacity is locally burned. The compressor is a very sensitive unit because gas lift operation requires high pressure (around válues of 1500 psi) and also, all the platforms activities are dependent on the electricity generated by powers generators operating at high gas pressure. Hence the challenge of managing a profitable oil field production is to achieve a maximum of cost reductions linked to the exploration, to the drilling and to the exploitation of oil fields. Here it is include operating costs that play an important role. This objective must be pursued energetically so that improved operations can strongly be undertaken and the existing fields have reached the end of production. Often, in the petroleum exploitation, it is desired to acelarate the oil production and in the whole of possible solutions, the bottornhole pump installation is considered one of the most direct and efective method. Sucker rod pumping makes use of steel rods work with altemate motion (pump and rods) which get power transfer to a plunger located on the bottomhole. Help oil well production by gas lift is common on both, onshore and offshore oil fields. Slow dynamic is an handicap for a study of optimal exploitation conditions. To leam how to drive this process and to optimize exploitation conditions on an oil field it is possible with a set of intelligent computer program based on knowledge models of two phases flows, reservoir end gas injection. This set of intelligent software could has the correlations most commonly used in oil-gas mixture. This results are physically reasonable. Many uncontrollable factors cause random fluctuations in the properties of a process planto The automation program of gas compressor, transfer pumps, oil-gas separators and its attached equipments lead operators to simulate the unit operation and to understand the effects of several parameters. AIso, this software is composed of an intelligent modeling, based on a mathematical representation of physical and chemical knowledge. Based on the above considerations, the petroleum production problems were studied by means of an integrated process evaluation of a rod pumping well, a gas lift well and a process unit for produced fluids. Using the artificial intelligent concepts as fuzzy logic and neural systems is presented SIEP, An Intelligent System for Production Lift and Process Control, aimed to do the integrated management of the petroleum production process / Doutorado / Doutor em Engenharia de Petróleo

Orientador: Denis Jose Schiozer / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-22T04:10:23Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Kikuchi_MarceloMassaru_M.pdf: 4330013 bytes, checksum: 5a8046cb97ddcbf3ff81d197fab325fd (MD5) Previous issue date: 1997 / Resumo: O controle da produção de água é uma tarefa difícil e muito estudada por profissionais da área de engenharia de petróleo. O controle pode ser feito de várias maneiras. Uma delas é a modificação da relação de mobilidade entre os fluidos através da utilização de polímeros e agentes tensoativos. Uma outra maneira é a utilização de barreiras artificiais para modificar a distribuição de potencial de pressão no reservatório. Existe ainda, a utilização do controle de parâmetros de produção para evitar o fenômeno de cone de água. É neste tipo de controle que este trabalho se enquadra. Este trabalho tem como objetivo principal desenvolver uma metodologia de otimização de parâmetros de produção para controlar o crescimento do cone de água. Esta otimização consiste em se determinar a localização e comprimento da completação e a vazão de produção através da maximização de uma função-objetivo que utiliza o valor presente da receita da produção de óleo, subtraindo as despesas decorrentes da produção de água. A metodologia, que consistiu em um processo iterativo com otimizações separadas de vazão de produção e completação, foi testada para três exemplos encontrados na literatura como problemas em que ocorre o cone de água. Finalmente, foi testada a eficácia da completação dupla no controle de cone em um dos exemplos, avaliando-se seus efeitos na produção acumulada de óleo e água / Abstract: The water production control is a difficult task and it can be controlled by many techniques. One of these techniques is to change the water-oil mobility ratio by using polymers and surface-active agents. Another technique is the use of barriers to obstruct the water fluxoThe technique investigated in this work is the control of production rate and completion interval to avoid water conning effects. The objective of this work is to develop an optimization routine to find the best values of production rate and completion interval in order to maximize an objective function which represents the net present value of oil production. The methodology used for this optimization is an iterative procedure with separated optimization of production rate and completion interval, resulting in a computer program that uses a reservoir simulator to optimize the objective function. by simulations This methodology was tested in three examples found in literature as problems of water coning, showing good results. The efficiency of dual completion was tested in one of the examples / Mestrado / Mestre em Engenharia de Petróleo

Orientador: Paulo Roberto Ribeiro / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica, Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-08-12T16:33:33Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Avelar_CarolinaSilva_M.pdf: 15432162 bytes, checksum: cbaa0b149cf8200fccff3cea6905b066 (MD5) Previous issue date: 2008 / Resumo: As explorações de campos de petróleo têm abrangido diferentes cenários, incluindo perfuração de poços profundos com elevadas pressões e temperaturas em águas profundas e ultraprofundas. O estudo do controle de poços nestes cenários exige um simulador capaz de prever o comportamento das pressões do poço durante uma situação de kick de forma confiável e eficiente. Considerando estes aspectos, foi implementado um simulador de kicks baseado em um modelo matemático que resolve um conjunto de três equações diferenciais de conservação utilizando o método diferenças finitas. Os cálculos das perdas de carga por fricção, do deslizamento entre as fases e da expansão do gás foram incorporados ao modelo. O modelo é capaz de simular um kick em poços verticais ou horizontais, em poços terrestres ou marítimos, utilizando fluido de perfuração com base de água. Os resultados do simulador foram comparados com dados experimentais e um estudo sobre o efeito de algumas variáveis do controle de poços foi realizado. / Abstract: The oil field industry has been drilling in different scenarios, subjected to high pressures and high temperatures in deep wells located in deep and ultradeep waters. The well control study in these scenarios demands a kick simulator capable to do precise predictions of the pressure behavior inside the wellbore during a kick situation. Regarding this scenario, a kick simulator has been implemented. The simulator is based in a mathematical model that solves a set of three conservation equations using the finite difference approach. The effects of the frictional pressure losses, the gas slip and expansion have been incorporated to the model. The model is capable of simulating a single kick in a vertical or horizontal hole, onshore or offshore, with water-based drilling fluid. The simulator results have been compared with experimental data and the effect of some important parameters in well control has been studied. / Mestrado / Explotação / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Paulo Roberto Ribeiro / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica, Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-08-12T20:48:00Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Atolini_TarcilaMantovan_M.pdf: 2488021 bytes, checksum: c3cbe83ac1e08cbfdb561f27e085ffcc (MD5) Previous issue date: 2008 / Resumo: Um dos avanços referentes ao desenvolvimento de tecnologias para perfuração de poços em condições severas de pressão e temperatura está ligado aos fluidos de perfuração. O entendimento do comportamento da mistura de fluido de perfuração e gás da formação, numa situação de influxo de gás da formação para o poço (kick), é essencial para as operações de controle de poço. Especialmente quando se utilizam fluidos orgânicos, os quais dificultam a detecção do influxo. O principal objetivo do presente trabalho é o estudo do comportamento termodinâmico desses fluidos a condições compatíveis com as de fundo de poços de alta temperatura e alta pressão (ATAP). Para atingir esta meta utilizou-se uma célula PVT com limite operacional de 200°C e 100MPa. Primeiramente estudou-se o sistema metano/nparafina nas composições de 0 a 95% em fração molar de metano e nas temperaturas de 70°C a 130°C. Numa segunda fase do trabalho foi estudado o sistema metano/emulsão com duas composições de emulsões, uma 60% n-parafina e outra 70%, variando-se também fração de gás e temperatura. Através dos dados experimentais do sistema metano/n-parafina realizou-se modelagem computacional para o cálculo da solubilidade, densidade e fator volume de formação, obtendo-se correlações que permitiram avaliar projeções baseadas na hipótese da aditividade. Para o cálculo direto dessas propriedades obtiveram-se correlações para o sistema metano/emulsões, as quais foram empregadas em cálculos de volume ganho no tanque como exemplo de sua aplicabilidade / Abstract: One of the advances in the development of drilling technologies under severe conditions of pressure and temperature is related to the drilling fluids. The understanding of the behavior of drilling fluid and the formation gas mixture, in a kick situation, is essential for the well control operations. Especially when organic fluids are used, which makes it more difficult to detect the influx of gas from the formation into the well. The main objective of this work was the study of the PVT behavior of these fluids at pressures and temperatures consistent with the HTHP well conditions. In order to accomplish that, a PVT cell with an operational limit of 200°C and 100MPa was used. First the system methane/n-paraffin was studied, with compositions from 0 to 95% in molar fraction of methane and at temperatures from 70 to 130°C. In a second phase of this work the system methane/emulsion was studied, for two different emulsions, one with 60% n-paraffin and another with 70%, also varying gas fraction and temperature. Through the experimental data of the methane/n-paraffin system a computational modeling was conducted to calculate solubility, density and formation volume factor, resulting in correlations that enabled the evaluation of the validity of the additivity hypothesis. For the entire experimental parameters spam, mathematical adjustments of the methane/emulsion system were done. This correlations were used in pit gain calculations as an example of its applicability / Mestrado / Explotação / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Sinclair Mallet-Guy Guerra / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-08-08T20:22:58Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Honorato_FilipedeFreitas_M.pdf: 2163445 bytes, checksum: a688576200013d91b80f32950661f077 (MD5) Previous issue date: 2006 / Resumo: Este trabalho tem por objetivo analisar as rendas minerais, sob a ótica do Fundo Público. Inicialmente, o trabalho apresenta um marco teórico acerca das discussões teóricas sobre a importância do Estado na atividade extrativista (com destaque para a atividade petrolífera) e a evolução do pensamento sobre o Fundo Público. No capítulo três o trabalho dimensiona a importância da Bacia de Campos na economia brasileira e fluminense, explicando, um-a-um os municípios que fazem parte da zona principal de produção de petróleo. Simultaneamente, o trabalho delimita o grupo dos chamados Municípios do Petróleo. No Capítulo quatro, o trabalho apresenta a Lei do Petróleo, e simultaneamente, discute a sua relação com o Fundo Público. No capítulo cinco, o trabalho analisa as receitas realizadas pelos Municípios do Petróleo e as suas origens. Neste capítulo, o trabalho relaciona o grau de dependência dos Municípios do Petróleo em relação aos Royalties e Participações Especiais. O capítulo seis, analisa as despesas, por função, tentando apresentar tendências de comportamento dos gastos por parte dos Municípios do Petróleo. E por fim, nas considerações finais, o trabalho tece as críticas, relacionando os capítulos e a discussão teórica do Fundo Público / Abstract: This work has for objective to analyze the mineral incomes, under the optics of Government securities. Initially, the work presents a theoretical landmark concerning the theoretical quarrels on the importance of the State in the extract activity (with prominence for the petroliferous activity) and the evolution of the thought on Government securities. In chapter three, the work measures the importance of the ¿Bacia de Campos¿ in the Brazilian and in the state of Rio de Janeiro economy, explaining, one by one the cities that are part of the main zone of oil production. Simultaneously, the work delimits the group known as Cities of the Oil. In Chapter four, the work presents the Oil Law, and simultaneously, explains its relation with Government securities. In chapter five, the work analyzes the incomes carried through for the Cities of the Oil and its origins. In this chapter, the work relates the dependence degree of the Cities of the Oil in relation to the Royalties and Special Participations. Chapter six analyzes the expenditures, by function, trying to present trends of expenses behavior of the Cities of the Oil. Finally, in the final considerations, the work weaves the critics, relating the chapters and the theoretical quarrel of Government securities / Mestrado / Planejamento de Sistemas Energeticos / Mestre em Engenharia Mecânica

Orientador: Denis José Schiozer / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-16T02:47:54Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Guillou_Olivier_M.pdf: 7496791 bytes, checksum: 64b1e03f7a1baa620f4a354c4e790f09 (MD5) Previous issue date: 2010 / Resumo: As crescentes dificuldades encontradas na exploração e produção de petróleo, tais como a diminuição das grandes descobertas, o afastamento da costa e as profundidades cada vez maiores dos campos, criam uma necessidade permanente de inovação. A fim de melhor conhecer e dominar os reservatórios situados em regiões remotas, novas ferramentas e novas metodologias precisam ser desenvolvidas. Com capacidade computacional em constante aumento e algoritmos avançados, esta demanda pode ser satisfeita. A partir de novas metodologias de integração de sísmica 3D desenvolvidas e integradas em um processo de otimização baseado em modelagem a posteriori, diversos resultados válidos tem sido obtido. Neste contexto, a caracterização de reservatórios condicionada a atributos sísmicos se revelou uma maneira eficiente de melhorar a qualidade sísmica dos modelos assim como o respeito dos modelos gerados (Barens et al, 2004). Esta dissertação propõe comparar os resultados de quatro metodologias de caracterização de reservatório e os seus respectivos impactos na análise de risco do campo. O caso de estudo é realizado em um campo de turbiditos situado nas águas profundas da costa oeste africana a partir de cinco poços exploratórios e uma exploração sísmica 3D de boa qualidade / Abstract: The growing difficulties encountered in petroleum exploration and production, such as declining discoveries, increasing coastal distances and field depth, create a constant need for innovation. To improve the knowledge and dominate reservoirs located in remote areas, new tools and methodologies must be developed. With the steady increase in computing power and the birth of new algorithms, this demand can be satisfied and project risks can be reduced. From new 3D seismic integration methodologies developed and integrated into an optimization process based on forward modeling, different valid results have been obtained. In this context, seismic constraint characterization has shown an effective way to improve the seismic quality and the relevance of generated models (Barens et al, 2004). This dissertation proposes to compare the results of four reservoir characterization methodologies on a field development risk analysis. The case study is realized on a deep offshore West African turbidites with a relevant exploration wells number and a good 3D seismic survey quality / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Valeria Maia de Oliveira / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Biologia / Made available in DSpace on 2018-08-10T21:04:00Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Crespim_Elaine_M.pdf: 1613061 bytes, checksum: 0510cf7cad319e1cd26f150b983f83bd (MD5) Previous issue date: 2008 / Resumo: A abordagem tradicional empregada em estudos de Microbiologia Ambiental, baseada em métodos de isolamento seletivo e cultivo de microrganismos em laboratório, embora seja útil para a determinação do potencial fisiológico dos organismos isolados, é inadequada para a realização de uma caracterização abrangente da comunidade microbiana destes ambientes ou para detectar microrganismos de difícil cultivo ou que vivem em consórcios. O emprego de técnicas moleculares em estudos de comunidades microbianas, as quais envolvem o isolamento direto de DNA a partir de amostras ambientais, a amplificação de genes conservados pela técnica de PCR e a análise de seqüências de rDNA 165, tem demonstrado resultados promissores em Ecologia Microbiana, uma vez que permite identificar organismos de ambientes naturais sem a necessidade de cultivo dos mesmos. A detecção de microrganismos com potencial para biodeterioração, biodegradação e biocorrosão encontrados em depósitos petrolíferos é de grande importância na medida em que estes organismos podem estar relacionados com a perda da qualidade do petróleo nos reservatórios e etapas subseqüentes de exploração (extração, . armazenamento e refino). O presente trabalho teve como objetivos desenvolver um método molecular para a detecção rápida de grupos específicos de microrganismos degradadores de hidrocarbonetos e avaliar a sua distribuição e abundância em diferentes amostras de óleo e água de formação provenientes de depósitos petrolíferos da bacia de Campos (RJ). Nossos resultados revelaram a presença dos grupos Bacíllus spp., Streptomyces spp., Achromobacter xy/osoxidans, Bacíllus pumilus, Micrococcus spp. e Dietzia spp. nas amostras de petróleo estudadas. Alguns destes microrganismos apresentaram ampla ocorrência, embora em baixa abundância, nas amostras dos cinco poços avaliados, independentemente do grau de biodegradação dos óleos e condições de pro{undidade e temperatura dos reservatórios. O desenvolvimento de um método molecular para a rápida detecção de grupos de microrganismos potencialmente biodegradadores em amostras ambientais seria extremamente útil como uma ferramenta de apoio para a avaliação da qualidade do óleo em reservatórios de produção / Abstract: The traditional approach used in Environmental Microbiology studies, based on selective isolation and cultivation methods, although very useful for determination of the physiological potential of the isolated organisms, is inadequate for a broad characterization of the microbial community in these environments, since it does not allow the recovery of fastidious microorganisms or the ones that live in consortia. The use of molecular techniques in microbial community studies, which involve the direct DNA isolation from environmental samples, amplification of conserved genes by PCR and sequence analysis, has shown promising results in Microbial Ecology, as it allows the identification of organisms trom natural environments without the need of cultivation. The detection of microorganisms with potential for biodeterioration, biodegradation and biocorrosion in petroleum deposits is of great importance, as these organisms may be related to a decrease in petroleum quality in the reservoirs and subsequent exploration steps (extraction, storage and refining). The present work aimed at developing a molecular method for the rapid detection of specific groups of hydrocarbondegrading microorganisms and evaluating their distribution and abundance in different oil and formation water samples originated trom petroleum reservoirs in the Campos basin (RJ). Our results revealed the presence of the target groups Bacillus spp., Streptomyces spp., Achromobacter xylosoxidans, Bacillus pumilus, Micrococcus spp. and Dietzia spp. in the environmental samples under study. Some of these microorganisms were of broad occurrence, although in low abundance, in ali the five samples trom the petroleum wells analyzed, in spite of the oil biodegradation levei and depth and temperature conditions. The development of a molecular method for the rapid detectión of specific groups of biodegrading microorganisms in environmental samples would be extremely useful as a supporting toei for the evaluation of oil. quality in the production reservoirs / Mestrado / Genetica de Microorganismos / Mestre em Genética e Biologia Molecular

Orientador: Antonio Carlos Bannwart / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica e Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-08-12T08:12:48Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Karcher_Viviane_M.pdf: 1731022 bytes, checksum: 355de3e34591ff15d14ab367330328f8 (MD5) Previous issue date: 2008 / Resumo: Durante a produção de petróleo, é comum o aparecimento de água sob a forma de gotas finamente dispersas no óleo. A água pode ser oriunda de métodos de recuperação avançada e/ou do próprio reservatório (água conata). O cisalhamento turbulento produzido durante o escoamento destes fluidos através de dutos ou dispositivos, como bombas, ou até mesmo no reservatório, pode causar a formação de emulsões de água em óleo (A/O). Para os óleos pesados,estas emulsões permanecem estáveis por um período longo devido à presença de agentes emulsificantes naturais no petróleo cru. Por essa razão, a separação dessas emulsões necessita de equipamentos específicos, o que contribui para o aumento do custo do processo. O objetivo deste estudo é investigar as propriedades interfaciais de emulsões A/O compostas por água e petróleo pesado brasileiro. Para tanto, um aparato experimental foi construído com o objetivo de calcular a energia interfacial dessas emulsões. As emulsões A/O foram geradas através de um aparelho homogeneizador rotativo imerso em um vaso calorimétrico. Dois métodos foram empregados: o método calorimétrico, baseado no balanço de energia da emulsificação, e o método padrão, baseado na medida do tamanho e distribuição das gotas através da técnica de microscopia óptica. As incertezas nas medidas experimentais, em ambos os métodos, foram estudadas a fim de avaliar a viabilidade de cada um. Como principais resultados deste estudo, as magnitudes relativas dos termos do balanço de energia durante a emulsificação foram obtidas. O comportamento reológico destas emulsões também foi estudado. / Abstract: In petroleum production operations, water is commonly present within the oil phase as a finely dispersed phase. This situation originates from enhanced oil recovery methods and/or the presence of connate water inside the own reservoir. The turbulent shear associated with fluid flow during of heavy crude transportation through pipelines may cause the formation of water-in-oil emulsions (W/O). These remain stable for a long time, due the presence of naturally emulsifying agents in the crude oil phase. Therefore, emulsion separation requires specific equipments which contribute to increase the processes costs. The main purpose of this study is to investigate the interfacial properties of W/O emulsions composed by water and a Brazilian heavy crude oil. For that purpose an experimental set-up was built in order to measure the interfacial energy of the emulsions. The W/O emulsions were prepared in a calorimeter vessel by using a rotating impeller. Two methods were used, namely, the calorimetric method based on the energy balance for the emulsification and the standard method of the droplet size and distribution by means of a digital microscope. The uncertainty in experimental measurements was determined for both methods, in order to evaluate their feasibility. The main result of this research is the determination of the relative magnitudes of the different terms in the energy balance during emulsification. Results for the rheological behavior of W/O emulsions are also reported. / Mestrado / Explotação / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo