Orientador: Eugênio Spanó Rosa / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica / Made available in DSpace on 2018-08-18T00:21:42Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Flora_BrunoFagundes_M.pdf: 2971179 bytes, checksum: 98fc79d21db40bfb0bbe58d6d20ec80e (MD5) Previous issue date: 2011 / Resumo: É proposta uma metodologia de projeto e de calibração de um medidor de fração de vazio para escoamento de gás e líquido operando com o princípio de impedâncias elétricas baseado em simulação numérica. O desenvolvimento do sensor é feito utilizando-se de um software de volumes finitos para a otimização heurística da geometria dos eletrodos e também para a criação de uma curva de mapeamento do sinal para fração de vazio de acordo com as características elétricas do fluido em questão, ou seja, características capacitivas (óleo, gás), resistivas (água) ou ambas. Utilizando o conceito de similaridade entre modelo e protótipo foi possível reduzir os resultados computacionais a simples expressões algébricas que relacionam diretamente a fração de vazio com a voltagem do circuito e estender este resultado para tubulações de quaisquer diâmetros. Testes estáticos e dinâmicos são feitos com o propósito de validar o estudo computacional e verificar o desempenho do sensor operando com diferentes padrões de escoamento / Abstract: A methodology for design and calibration of a void fraction meter for gas and liquid flow operating on the principle of electrical impedance is developed based on numerical simulation. The sensor development is done using a finite volume software. The numerical analysis allowed a heuristic geometry optimization of the electrodes and also created a mapping curve for the void fraction signal according to the electrical characteristics of the fluid in consideration, ie, capacitive (oil, gas), resistive (water) or both. Using the concept of similarity between model and prototype it was possible to reduce the computational results to simple algebraic expressions that relate directly the void fraction with the voltage output and extend this result to pipes of any diameter. Static and dynamic tests were done in order to validate the computational study and verify the performance of the sensor operating with different flow patterns / Mestrado / Termica e Fluidos / Mestre em Engenharia Mecânica

Orientador: Arnaldo Vieira Moura / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Computação / Made available in DSpace on 2018-08-06T15:19:37Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Pereira_RomuloAlbuquerque_M.pdf: 1452483 bytes, checksum: 19f11b532a512f1e86efa79195a4e8ce (MD5) Previous issue date: 2005 / Resumo: Este trabalho de mestrado procurou estudar e resolver um problema real de escalonamento das atividades de desenvolvimento de poços de petróleo em alto mar. Uma versão mais simples deste mesmo problema foi provada ser NP- difícil. Nosso estudo se concentrou no problema real enfrentado pela Petrobrás, com todas suas características e nuances. Antes que locais promissores de bacias petrolíferas sejam efetivamente desenvolvidos em poços de petróleo produtivos, é necessário realizar diversas atividades de perfuração, completarão e interligação nesses locais. O escalonamento dessas atividades deve satisfazer várias restrições conflitantes e buscar a maximização da produção de petróleo em um dado horizonte de tempo. O problema foi atacado em duas etapas: uma sem considerar o deslocamento de recursos e outra considerando-os. Para tal, adotamos a estratégia Greedy Randomized Adaptive Search Procedure (GRASP) e incorporamos várias técnicas específicas para obter melhor desempenho e qualidade da solução final. Os resultados são comparados com outros produzidos por uma ferramenta computacional baseada em Programação por Restrições (PR). Esta última, já em uso e bem aceita na empresa, foi desenvolvida pela Petrobrás. Resultados comparativos realizados em instâncias reais indicam que a implementação GRASP supera a ferramenta de PR produzindo soluções com expressivos aumentos de produção / Abstract: This dissertation aimed at studying and solving a real world scheduling problem. We deal with the scheduling of offshore oil well development activities. A simpler version of this same problem was proved to be in NP-hard. Our approach treats this problem as faced by Petrobras, with all its characteristics and details. Before promising locations at petroliferous basins become productive oil wells, it is often necessary to complete activities of drilling, completion and interconnection at these locations. The scheduling of such activities must satisfy several conflicting constraints and aim at the maximization of oil production. The problem was solved in two parts: one without considering resource displacements and other taking into account such displacements. For such, we used a Greedy Randomized Adaptive Search Procedure (GRASP) metaheuristic and used several techniques and variants in order to obtain more efficiency and produce better solutions. The results are compared with schedules produced by a well-accepted constraint programming implementation. Computational experience on real instances indicates that the GRASP implementation is competitive, outperforming the constraint programming implementation / Mestrado / Otimização Combinatoria / Mestre em Ciência da Computação

Orientador: Antonio Carlos Luz Lisboa / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Quimica / Made available in DSpace on 2018-08-06T17:26:02Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Mendez_ManoelOrlandoAlvarez_M.pdf: 2603376 bytes, checksum: 0c8ee135799f28f8bda8e30c0023f76d (MD5) Previous issue date: 2005 / Resumo: Materiais Carbonosos Ativados (MCA), tais como Carvões Ativados (CA) e Peneiras Moleculares de Carbono (PMC), são caracterizados por apresentar elevada área superficial específica e um grande volume de poros em sua matriz carbonosa, sendo sua principal propriedade a de adsorver moléculas tanto na fase líquida quanto na gasosa. O Brasil importa em sua totalidade peneiras moleculares produzidas a partir de precursores carbonosos, empregando-os nas mais diversas áreas de ciência e tecnologia e em vários segmentos industriais. O coque de petróleo é um resíduo com alto teor de carbono fixo e baixo teor de cinzas, e em decorrência de sua estrutura praticamente amorfa, é um material de pouco valor comercial, sendo considerado um resíduo problemático, tanto em termos ambientais quanto comerciais. Desta forma, a utilização de coque de petróleo para a produção de CAs e de PMCs torna-se atrativa para a utilização deste resíduo. O presente trabalho teve como objetivo estudar a síntese de carvões ativados através das ativações física e química de coque de petróleo proveniente da unidade de coqueamento retardado da REPLAN - PETROBRÁS, buscando avaliar as influências dos parâmetros de processo na qualidade dos CAs, tais como: concentração de agente ativante, tempo de ativação, temperatura de ativação e granulometria do coque de petróleo. A ativação física apresentou resultados insatisfatórios devido a baixa reatividade do coque de petróleo com o dióxido de carbono. Contudo, o coque de petróleo apresentou uma maior reatividade com hidróxido de potássio, permitindo desenvolver uma metodologia adequada para a ativação química do coque de petróleo com KOH, de modo a obter carvões ativados de elevada área superficial. Os resultados obtidos indicam a possibilidade de produção de carvões ativados de elevada área superficial, superiores a 2000 m2.g-1 a partir do coque de petróleo / Abstract: Activated Carbon MateriaIs (ACM), such as Activated Carbons (AC) and Carbon Molecular Sieves (CMS), are characterized by a high specific surface area em high pore volume in their carbon matrix, being their principal property to adsorb molecules in liquid and gas phase. Brazil imports all its molecular sieves, using them in several areas of science and technology and industrial segments. Petroleum coke is a high carbon content residue with low ash content, and due to its amorphous structure have low comercial value, being considered an environmental and comercial problem. In this sense, the utilization of petroleum coke to produce AC and CMS becomes an atractive utilization of this residue. The objective of the present work was to study the synthesis of activated carbon by physical and chemical processes using as raw material the petroleum coke originated from the delayed coking unit from REPLAN PETROBRAS, evaluating the infiuence of process parameters, such as activating agent concentration, activation time, activation temperature and average particle size on the AC quality. The results of physical activation of petroleum coke was not satisfactory due to the low reactivity of the petroleum coke with the carbon dioxide. However, the petroleum coke presented higher reactivity with potassium hidroxide, given the possibility to develop an adequate methodology to chemically activate petroleum coke with KOH, in order to obtain activated carbon with high specific surface area. The results indicated the possibility to produce activated carbon materiaIs from petroleum coke with surface area higher than 2000 m2 .g-l / Mestrado / Engenharia de Processos / Mestre em Engenharia Química

Orientador: Osvair Vidal Trevisan / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-21T20:38:31Z (GMT). No. of bitstreams: 1 MedeirosJunior_Flavio_M.pdf: 5849713 bytes, checksum: d198866e74ce5c49813b449117b5005b (MD5) Previous issue date: 1996 / Resumo: As operações de Acidificação de Matriz são usadas com freqüência para remoção do dano à formação causado por partículas sólidas de minerais que obstruem parcialmente o espaço poroso nas proximidades do poço. A cinética da reação química entre o ácido e os minerais da rocha é bastante sensível à temperatura na qual a reação se desenvolve. A temperatura do ácido na zona injetora depende dos fenômenos de transferência de calor que ocorrem no interior da coluna de injeção e no reservatório submetido à injeção do ácido. Normalmente utiliza-se pequenos volumes de ácidos bombeados com vazões médias e altas tendo como conseqüência pequenos períodos de injeção. O modelo proposto para o cálculo da temperatura na coluna considera os termos de acumulação de calor no interior da coluna e no anular, além da hipótese de poço com raio finito, importantes para soluções de curto tempo. No reservatório são consideradas as perdas para a formação vizinha e analisada a influência do calor gerado pela reação química no comportamento da temperatura do ácido. As hipóteses de condução de calor desprezível na direção do fluxo de fluido, equilíbrio térmico instantâneo, gradiente geotérmico linear e condução de calor unidimensional na formação também são utilizadas. A solução para temperatura do ácido na zona. injetora é apresentada no espaço de Laplace considerando o acoplamento da solução para temperatura na coluna à solução para a temperatura no reservatório através do teorema da convolução. A inversão numérica das funções no espaço de Laplace é feita com o algoritmo de Stehfest. Os resultados obtidos indicam que a temperatura do ácido na zona injetara é bastante sensível à vazão do ácido injetado e aos volumes deslocados a frente do tratamento, podendo atingir valores significativamente inferiores à temperatura do reservatório no decorrer da operação / Abstract: Matrix Acidization is frequently used to remove formation damage from pore plugging caused by deposition of small mineral particles. The kinetics of the chemical reactions between acid and minerais is very sensitive to fluid temperature. The temperature of the acid at the injection zone depth depends on the heat transfer that occurs as the acid travels through the injection column and on the heat exchange with the reservoir rock and fluids. The volume of injected acid is usually small and the injection time is short, compared to other thermal injection operations. Two heat transfer models are proposed: one to calculate the temperature profile along the injection column and other to calculate the temperature distribution within the reservoir. The model proposed here for the heat transfer along the column incorporates heat accumulation (in the fluid and at the annulus) to the heat exchange between the wellbore and the semi-infinite surroundings. For the heat transfer in the reservoir, the modei accounts for the conductive losses to the neighboring formation, the heat generation from the chemical reactions and heat transported by the injected fluid. The eventual temperature distribution for the acid in the reservoir is obtained after coupling of the solution for the column problem and the solution for the reservoir problem. Both problems were solved by Laplace transforms and the final solution is obtained using the convolution theorem. Stehfest's algorithm is used to invert the solution to real domain. Results for typical operational parameters show that the acid temperature is very sensitive to the injection flow rate and to the fluid volumes injected during the pre-treatment. The acid temperature can be significantly lower than the reservoir temperature along the operation / Mestrado / Mestre em Engenharia de Petróleo

Orientador: Celso Kazuyuki Morooka / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-22T16:36:33Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Doria_ManoelTavres_M.pdf: 15162738 bytes, checksum: 28ff5309de90299f6f4987bf87dea785 (MD5) Previous issue date: 1996 / Resumo: A detecção rápida de um ganho de fluido da formação para dentro do poço, conhecido como influxo, é uma consideração chave para a segurança das equipes e dos equipamentos de uma sonda de perfuração, assim como do próprio poço. Muitos influxos são detectados ainda no seu inicio através do parâmetro diferencial de vazão, que é a diferença entre a vazão de retorno e a vazão de injeção do poço que está sendo perfurado. Medidas de vazões precisas são, portanto, de importância crucial para os sistemas de detecção de influxos. O movimento de heave de uma sonda flutuante, entretanto, causa grandes perturbações nas medições da vazão de retorno. Através dos anos, vários sistemas foram desenvolvidos numa tentativa de minimizar este problema. Neste trabalho, é apresentada uma nova abordagem para se quantificar estas variações com o objetivo de se obter uma melhor indicação do valor do diferencial de vazão, por meio dos registros da vazão de injeção, da vazão de retorno e do movimento de heave monitorados em tempo real em um navio sonda. Um estudo detalhado do estado da arte é apresentado e sugestões para futuras pesquisas são fornecidas / Abstract: Early detection of fluid influx from the formation, generally known as a "kick", is a major concern for the safety of the crew and rig equipament, and for the well itself. Many kicks have been detected at its very beginning by the delta flow parameter, which is simply the return mud flow rate minus the circulating rate. Accurate flow measurements in this case are of great importance for the kick detection systems. Floating rig heaving causes large instantaneous variation in flow-out. Various methods have been investigated as an attempt to overcome this problem. A new approach is presented in order to obtain a better delta flow measurement, by means of records of pumping, returning rates and heaving as well, monitored on a drill ship. A comprehensive study of the state of art is presented and suggestions for future research is furnished. / Mestrado / Mestre em Engenharia de Petróleo

Orientador: Denis Jose Schiozer / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica, Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-08-12T22:36:54Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Costa_OdairJose_M.pdf: 3077427 bytes, checksum: 9a5e85d5b3ea4c69fdd9a468b62a50de (MD5) Previous issue date: 2008 / Resumo: A reinjeção de água produzida é um método muito utilizado para descarte de água e para suporte de pressão e energia do reservatório. Um problema comum da reinjeção é a perda de injetividade, que prejudica o processo e impede a operação em níveis ótimos de injeção. A perda de injetividade pode ser minimizada pela injeção de água com pressão acima da pressão de fratura do reservatório (IPF), que procura restaurar a capacidade de injeção. Para estudar este processo, um simulador geomecânico para modelagem da fratura é combinado com um simulador numérico de reservatórios para modelar e otimizar a condição de operação dos poços injetores. A fratura é representada por um poço horizontal virtual, de forma conjunta com formulações analíticas de declínio hiperbólico de permeabilidade, para representar o efeito do dano de formação. O objetivo do trabalho é estudar alguns casos para verificar em quais situações a IPF é conveniente. O modelo de simulação estudado foi um reservatório sintético com um arranjo de drenagem de cinco pontos invertido representando uma parte de um reservatório. Foram considerados três cenários, onde a variação foi o tipo de óleo empregado (leve, intermediário e pesado). Estes cenários foram elaborados com a finalidade de representar algumas possíveis situações que podem ocorrer em um campo real, onde a pressão de iniciação de fratura pode ser atingida pelo efeito da perda de injetividade ou devido às propriedades rocha-fluido. O desempenho da IPF foi avaliado utilizando o valor presente líquido (VPL) e produções acumuladas de óleo e água. Os resultados mostraram que o estudo da IPF pode ser considerado como parte de um processo de otimização de vazão de injeção, onde a fratura pode ou não ocorrer. Mostra-se que a IPF, em geral, antecipa a produção de óleo para os casos de viscosidade intermediária e alta, tornando o método bastante vantajoso, embora com maior produção de água. Já estudos com óleo leve indicam que a técnica só é interessante quando houver significativa perda de injetividade, onde a IPF serve como reparadora da injetividade / Abstract: Produced water re-injection is a valuable method of water disposal and pressure and energy support. A common water re-injection problem is the injectivity loss, which affects negatively the process and restrains optimal water injection rates. The injectivity loss can be minimized by water injection with fracture propagation pressure (IFPP), which aims to restore injection capacity. To study this process, a geo-mechanical simulator for fracture modeling combined with a commercial reservoir simulation package is used to model and to optimize the operation condition of water injection wells. The fracture is represented by a virtual horizontal well and analytical formulations of hyperbolic decline of permeability are used to represent the effect of formation damage. This work aims the study of some cases to verify in which situations the IFPP is convenient. The simulation model studied is a synthetic reservoir with a five-spot pattern, representing a region of a reservoir. Three scenarios are considered, with different oil types (light, intermediate and heavy). These scenarios are proposed to reproduce some possible situations, where fracture pressure can be reached by the effect of the injectivity loss or due to rock and fluid characteristics. The behavior of the IFPP is evaluated using the net present value (NPV) and cumulative oil and water productions. The results showed that the IFPP study can be considered as part of an optimization problem of injection flow, where the fracture may occur. It is shown that IFPP, in general, presents advantages for intermediate and high viscosity oil because it anticipates oil production. Studies with light oil indicate that the technique is only interesting when there is significant injectivity loss, where IFPP is desirable for injectivity restoration / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientadores: Alexandre Campane Vidal, Jose Ricardo Pelaquim Mendes / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica e Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-08-13T23:48:25Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Ninci_BeatrizCristinaArmelin_M.pdf: 2930424 bytes, checksum: 2e7a09022cc56ed1f213537548845b25 (MD5) Previous issue date: 2009 / Resumo: Este trabalho foi direcionado para a caracterização de fácies do reservatório do Campo de Namorado, com a interpretação de três tipos de perfis geofísicos (raios gama, densidade e neutrão) de oito poços e a utilização da lógica nebulosa. A lógica nebulosa considera que um elemento pode pertencer a mais de um conjunto, mas com graus de pertinência diferentes. Baseiase em variáveis lingüísticas e manuseia valores entre 0 e 1, tolerando dados imprecisos. Com base na descrição dos testemunhos foi definida, por meio de estatística básica, a associação dos valores dos perfis com as litologias identificadas em testemunho. As 26 fácies foram classificadas em 4 grupos de acordo com critérios geológicos. Na etapa seguinte foram desenvolvidos dois sistemas nebulosos, considerando os métodos de inferência Mamdani e Sugeno. A validação dos resultados fornecidos pelos sistemas nebulosos foi feita através da comparação com os dados dos testemunhos. A identificação dos grupos de fácies pelos dois métodos utilizados foi satisfatória, principalmente em relação ao grupo 1, constituído apenas por arenitos. Os resultados decorrentes da aplicação da lógica nebulosa representam um papel importante na caracterização de um reservatório, desde que utilizado em análise conjunta com outros tipos de fontes de dados / Abstract: The research was directed to the facies characterization of Namorado Field reservoir, considering the interpretation of three types of geophysical well-logs (gamma ray, density and neutron) from eight wells, and the use of fuzzy logic. The fuzzy logic considers that an element can belong to more than one set, but with different membership degrees. It is based on linguistic variables and handling values from 0 to 1, tolerating inaccurate data. Based on the cores description, the combination of the values of well-logs with the lithology identified in cores was defined using statistical analysis. The 26 facies were classified into 4 groups according to geological criteria. In the next stage, two fuzzy systems were developed, considering Sugeno and Mamdani inference methods. The validation of results provided by fuzzy systems was made by comparing the results with core data. The identification of the groups was satisfactory in both methods, particularly regarded to group 1, which is formed by sands, predominantly. The results arising from the application of fuzzy logic represents an important role in reservoir characterization, since they are analysed with other types of data sources / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientadores: Denis Jose Schiozer, Celio Maschio / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica, Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-08-14T07:27:37Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Ida_Mauro_M.pdf: 14939670 bytes, checksum: 3bac33f4177c36ec35c53933f345273b (MD5) Previous issue date: 2009 / Resumo: Boas decisões no gerenciamento de um campo de petróleo em produção dependem fortemente da confiabilidade da previsão de produção que demanda um modelo de escoamento que reproduza com boa precisão o histórico de produção. Devido à complexidade do processo de ajuste de histórico de produção, vários modelos podem resultar em ajustes aceitáveis, porém ainda com incertezas na previsão de produção, principalmente pelo fato de existirem algumas heterogeneidades de grande impacto não observadas na fase de caracterização do modelo. Para reduzir as incertezas, surgiu a tecnologia de sísmica 4D que a partir de análises qualitativas permite identificar frentes de saturação de água, resultando em grandes avanços na caracterização do reservatório e, conseqüentemente, no ajuste de histórico. Apesar de muito útil, em alguns casos podem levar a interpretações equivocadas, sendo necessário um procedimento adicional para o uso da informação dessa tecnologia. O objetivo principal deste trabalho é propor uma metodologia que utiliza simultaneamente os dados de produção e quantitativamente a impedância acústica da sísmica 4D para identificar as heterogeneidades do reservatório visando melhorar a qualidade do ajuste de histórico. A metodologia proposta consiste de duas etapas principais: parametrização e otimização com algoritmo genético. A validação da metodologia proposta foi realizada num modelo bidimensional five-spot com duas falhas geológicas e um canal de alta permeabilidade e a aplicação foi realizada num modelo modificado do Campo de Namorado com as seguintes características: total de 44 poços, uma falha geológica e um canal de alta permeabilidade. Em todos os modelos, foram constatados ganhos de qualidade no ajuste de histórico proporcionado pela incorporação quantitativa da sísmica 4D. / Abstract: Good decision making related to oilfield management depends on reliability of production forecast which demands calibrated reservoir simulation models. Due to the complexity of the production history matching process, there are many models with reasonable match but, many times, with different forecasts, mainly due to important heterogeneities that are not observed during the reservoir characterization phase. In order to reduce this uncertainty, a new technology named 4D seismic became available which uses quantitative analysis to identify water saturation front resulting in huge advance in reservoir characterization and consequently in history matching. Although this technology is very useful, in some cases, it can result in mistaken interpretation and it needs additional work to use this technology. The main objective of this work is to propose a methodology to use production data and quantitatively acoustic impedance from 4D seismic to identify reservoir heterogeneities to increase the quality of the history matching. The methodology proposed is divided in two main steps: parametrization and optimization with genetic algorithm. The validation of methodology proposed was done in a simple synthetic model and the application was done in the Namorado Field, modified with one geological fault and one channel with high permeability. / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Denis Jose Schiozer / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica, Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-08-12T14:20:01Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Grecco_ConstantinoBornia_M.pdf: 11107825 bytes, checksum: a7e93880683d25011e16d6e8aaab8be3 (MD5) Previous issue date: 2008 / Resumo: A técnica de ajuste de histórico de produção consiste em modificar um modelo de simulação de reservatório para que ele fique consistente com os dados de produção, dentro das restrições observadas na fase de caracterização geológica. Essa técnica é limitada, principalmente em campos antigos, quando o histórico de produção não é muito confiável, ou no início de produção, quando há menos dados observados e as incertezas são maiores. O advento de novas tecnologias para obtenção de dados de saturação no decorrer da vida produtiva dos reservatórios, como é o caso da sísmica 4D e das ferramentas de perfilagem TDT/TDM, ajudou a superar algumas dificuldades da fase de construção do modelo geológico, mas o grande desafio tem sido em utilizar esses dados de maneira a beneficiar a produção de petróleo. Metodologias de ajuste de histórico utilizando dados de saturação da sísmica 4D já são encontrados na literatura, mas nenhum trabalho foi encontrado utilizando os dados de perfis. A vantagem dos dados de perfilagem é a maior precisão, mas, por outro lado, as informações são limitadas a alguns pés ao redor dos poços. O objetivo deste trabalho é integrar o processo tradicional de ajuste de histórico com dados de saturação de perfis, desenvolvendo modelos de simulação mais precisos, produzindo previsões de produção mais confiáveis e facilitando futuras tomadas de decisão. Os dados de saturação são utilizados como um novo parâmetro a ser ajustado e como uma ferramenta auxiliar para a definição das regiões críticas do reservatório, que serão alteradas. Uma metodologia de ajuste de histórico assistido utilizando dados de saturação, linhas de fluxo e um algoritmo de otimização é proposta e aplicada a um modelo sintético de reservatório. Parâmetros do processo são estudados e detalhados, achando a melhor maneira de usar os dados. O modelo também é ajustado sem o uso de informações de saturação e previsões dos modelos ajustados são comparadas, mostrando os benefícios e restrições da nova metodologia. / Abstract: In the production history matching process, the reservoir simulation model is modified in a way that it becomes consistent with production data, keeping the observed restrictions of the geological characterization phase. This technique is limited, mainly in mature fields, when the production history is not reliable, or in the beginning of production, when there are only a few observed data and uncertainties are higher. The development of new saturation data acquisition tools, such as 4D seismic and TDT/TDM logging tools helped to overcome some difficulties in the geologic model construction phase but the great challenge is how to use this data in a way to improve the petroleum production. History matching methodologies integrated with saturation data from 4D seismic are available in literature but no publications that utilize saturation data obtained from well logging were found. The advantage of the logging tools is the data accuracy but, on the other hand, it is limited to a few feet around the wells. The main objective of this project is to integrate the traditional history matching process with logging saturation data, developing more reliable simulation models and production forecasts and assisting future decision making processes. The saturation data is utilized as a new parameter to be matched as well as an auxiliary tool to help to determine critical regions which will be modified. An assisted history matching methodology utilizing saturation data, streamlines and an optimization algorithm is proposed and applied to a synthetic reservoir model. Parameters of the process are studied and detailed, finding the best way to use the data. The model is also history matched with no saturation information and predictions of the matched models are compared, showing the benefits and restrictions of the new methodology. / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Paulo Roberto Ribeiro / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica / Made available in DSpace on 2018-08-24T14:14:36Z (GMT). No. of bitstreams: 1 LimaNeto_EpaminondasGonzaga_M.pdf: 3589611 bytes, checksum: e5bb12837c541392cc224ea75b48dc4b (MD5) Previous issue date: 2014 / Resumo: O cenário das perfurações de poços de petróleo vem mudando ao longo do tempo. Tanto pela necessidade do suprimento da demanda crescente por petróleo e gás quanto pela queda na produção de campos maduros, a perfuração de poços tem se deparado com ambientes mais agressivos a cada dia: maiores temperaturas, maiores pressões, maior afastamento em relação à costa e ambientes quimicamente mais hostis. A presença considerável de dióxido de carbono - CO2 - nos reservatórios aponta para uma maior preocupação na perfuração de poços em tais formações uma vez que, se esse componente adentra ao poço numa situação de kick, sua interação com a lama de perfuração pode alterar características importantes desse fluido, tais como: densidade, viscosidade e acidez. Este trabalho tem por objetivo investigar o comportamento PVT de sistemas contendo CO2 e líquidos com composição similar aos fluidos de perfuração à base de óleo: n-parafina pura e emulsão inversa. Foram realizados um estudo experimental de tais sistemas, uma simulação computacional, uma análise estatística dos dados obtidos para esse sistema com o intuito de avaliar as melhores correlações matemáticas para representação dos dados experimentais e aplicações de tais correlações em exemplos de controle de poço. Os resultados experimentais mostram que a simulação consegue reproduzir bem os dados experimentais (desvios de até 16%), apenas subestimando-os em frações molares de CO2 mais elevadas. Comparando os dados para o CO2, obtidos neste trabalho, com dados para o metano, obtidos da literatura, observa-se que o sistema contendo CO2 apresenta, dentre outras características, maior fator de formação de volume e solubilidade até 15 vezes maior que o sistema contendo metano. Por fim, ao examinar os exemplos de controle de poço, percebe-se que quanto maior é o teor de CO2 no sistema, maior é o valor do pit gain, tornando a presença de CO2 no sistema favorável à detecção do kick / Abstract: The scenario of oil and gas well drilling has been changing over the years. Not only because the need of supplying the increasing demand for petroleum and gas but also due to the decrease on the production of mature fields, well drilling has been constantly facing aggressive environments: higher temperatures, higher pressures, higher offshore distances and hazardous chemical environments. The presence of carbon dioxide - CO2 - on reservoirs leads to a concern on well drilling in these formations because the entrance of this gas into the well, in a kick situation, and its interaction with the drilling fluid can change important characteristics of this fluid such as: density, viscosity and acidity. This work aims to evaluate the PVT behavior of the systems containing CO2 and liquids similar to the ones used as base for oil-based drilling fluids: n-paraffin and inverse emulsion. An experimental study of these systems, a computational simulation, a statistical analysis of the data acquired aiming to evaluate the best mathematical correlations to represent these data and applications of these correlations were carried out. The experimental results show that the simulation can reproduce satisfactorily the experimental data (deviations up to 16%), only underestimating them at higher CO2 molar fractions. When comparing the data for CO2, obtained in this work, and the ones for methane, obtained from literature, it is possible to notice that the system containing CO2 has, among other characteristics, higher oil volume formation factor and solubility 15 times greater than the system containing methane. Finally, by examining well control examples, one can notice that the pit gain assumes higher values as the CO2 content increases making the presence of CO2 in the system favorable to kick detection / Mestrado / Explotação / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo