Orientadores: Marco Antonio Schreiner Moraes, Armando Zaupa Remacre, Euclides Jose Bonet / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-07-21T21:14:29Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Blaskovski_PauloRoberto_M.pdf: 9216661 bytes, checksum: 8caf25f619c6e02c86a7084ff40f53e6 (MD5) Previous issue date: 1996 / Resumo: A minipermeametria é uma técnica utilizada na obtenção de dados praticamente contínuos da permeabilidade de rochas reservatório, em laboratório e afloramentos, a um custo inferior aos dos métodos convencionais. Possui também a vantagem de ser não destrutiva e possuir acuracidade compatível àquelas feitas em plugues de testemunhos em celas de Hassler. A presente dissertação tem por objetivos testar um minipermeâmetro de fluxo transiente de laboratório em testemunhos e identificar as características geológicas que condicionam a distribuição da permeabilidade num reservatório de petróleo constituído por espessos pacotes de arenitos turbidíticos de granulação grossa. (Os dados foram coletados tanto nos testemunhos, longitudinalmente na superfície serrada dos mesmos, quanto nas extremidades planas dos plugues. Os testemunhos possuem diversos trechos fragmentados devido à friabilidade da rocha e amostragens petrofísicas e petrográficas anteriores, e nem sempre foi possível manter o espaçamento constante na coleta. Dentre as seis litofácies presentes no reservatório, as principais são arenito maciço e arenito conglomerático com excelentes características permo-porosas. Os turbiditos são normalmente espessos, possuíndo granodecrescência ascendente bem desenvolvida. A rocha é classificada como arc6sio a subarcósio e os principais elementos diagenéticos são pseudomatriz argilosa, normalmente silicificada e com alta microporosidade, e cimentação calcífera. A porosidade, em geral, é boa e principalmente intergranular, causada pela dissolução do cimento calcífero. Os dados obtidos pela minipermeametria são de alta qualidade, e possuem boa correlação com os dados de permeabilidade obtidos de plugues em celas de Hassler. Gerou-se, através de regressão linear entre o /OglO da permeabilidade obtida adjacente aos buracos de extração dos plugues e o /Og10 da permeabilidade dos respectivos plugues, uma equação para a correção dos dados de minipermeametria. Somente os dados coletados no eixo central dos testemunhos foram utilizadas nos estudos de caracterização do reservatório, pois foi constatado que os testemunhos se encontram danificados por fluido de perfuração, com decréscimo da permeabilidade medida do eixo central para a borda. As sucessões de granodecrescência ascendente são responsáveis pela macrotendência na distribuição da permeabilidade. Os principais agentes de alteração nesta tendência são o cimento calcífero e a pseudomatriz argilosa, gerando forte ruído, de tal forma que muitas vezes dominam a distribuição. Os dados de plugues são insuficientes para capturar a estrutura da permeabilidade / Abstract: Minipermeametry has been used to provide quasi-continuous reservoir permeability data in laboratory and outcrop applications. This technique is non-destructive and cheaper than conventional methods. 115 accuracy is comparable to Hassler-sleeve measuremen15 on core plugs. This dissertation aims to test an UDSteady-state laboratory minipermeameter on cores and to identify the geologica1 characteristics that regulate the permeability distribution in a thick coarsegrained turbiditic petroleum reservoir. rThe data were collected longitudinally along the slabbed swface of cores and at the end of core plugs. Cores are fragmented due to rock friability and previous petrophysica1 and petrographic sampling; as a result, keeping sample spacing constant wasn't always possible. Among the six litofacies present, the major are massive sandstone and conglomeratic sandstone, with excellent reservoir characteristics. The turbidites are broad1y thick and fming-upward. The rock is c1assified as arcose to sub-arcose and the main diagenetic elements inc1ude argilaceous pseudomatrix, often silicified and presenting high microporosity, and calcite cement. The porosity is usually good and intergranular due to calcite cement dissolution. Minipermeametry data are high quality and show good fitting with conventional Hassler-sleeve plug data. An equation to correct minipermeametry data was developed from the linear regression between the /OglO of permeability, collected adjacent to the core plugs extraction holes, and the /OglO of permeability from respective Hassler-sleeve plug data. On1y core central axis data were used for reservoir characterization studies because it was verified that the cores were damaged by drilling mud, and the data show decreasing measured permeability from central axis to the core border. The macrotrend permeability distribution is related to fming-upward successions. The main alteration agents in this trend are calcite cement and argilaceous pseudomatrix. They generate such a strong noise in distribution, that they loca1y become dominant. Hassler-sleeve plug data are insufficient to capture the permeability structure / Mestrado / Mestre em Geoengenharia de Reservatorios

Orientador: Luiz Augusto Milani Martins / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-07-25T19:10:19Z (GMT). No. of bitstreams: 1 SanchezNavarrete_CarmenElisa_M.pdf: 5105098 bytes, checksum: 05b0916b3ca4856f8ce61b4f7662dd79 (MD5) Previous issue date: 1999 / Resumo: A abertura da exploração e produção (E&P) de petróleo no Brasil à concorrência dos agentes econômicos é tardia em relação à política de países vizinhos, como Venezuela, Argentina e Colômbia. A experiência da Colômbia, é relevante, tanto pela intensa atividade exploratória que lá vem se desenvolvendo, como pelas características dos regimes de E&P e de tributação lá adotados. A política petrolífera da Colômbia começa em 1905, com a outorga de concessão a Roberto De Mares. Prossegue, com a reversão daquela concessão e a organização da companhia estatal Empresa Colombiana de Petróleos - Ecopetrol, em 1951. Alcança a etapa atual com a abolição do regime de concessão e a adoção dos contratos de associação, em 1974. Com a adoção dos contratos de associação, as reservas de petróleo da Colômbia têm tido um notável crescimento, ao passar de 2.463 milhões de barris no ano de 1970, a mais de 6.982 milhões de barris, no ano de 1997, o que tem permitido ao país produzir cerca de 650.000 barris/dia e manter a sua condição de exportador de petróleo. A política petrolífera do Brasil pode ser dividida em duas etapas. A primeira começa com a criação do Conselho Nacional do Petróleo e se desfecha com o estabelecimento do monopólio estatal do petróleo e a criação da companhia estatal Petróleo Brasileiro SA - Petrobras, que hoje produz mais de 1.100.000 barris/dia. A segunda etapa inicia com a Emenda Constitucional 9, de 9/11/1995, seguida da Lei 9.478, de 6/8/1997, dispondo que todas as atividades da indústria poderão ser executadas em regime de livre concorrência, mediante contratos de 'concessão com autorização da Agência Nacional do Petróleo. A meta é a auto-suficiência, a ser alcançada sobre as bases sólidas construídas pela Petrobras / Abstract: In Brazil petroleum exploration and production open to rival economic agents came too Iate in comparison with the policies of neighbouring countries like Venezuela, Argentina, and Colombia. Colombia's experience is relevant as regards its intense exploration activities, characteristics of the oil regimes, and taxation. The oil policy of Colombia began with the concession granted to Roberto de Mares, in 1905. In 1951, the concession was reversed and the state company Colombian Petroleum Company - Ecopetrol was founded. The concession regime was then discarded and association contracts were adopted in 1974. The association contracts brought about notable production growth that rose from 2.464 million barrels in 1970 to more than 6.982 million barrels in 1997. This has permitted the country to produce about 650.000 barrels/day. Thus maintaining its status as a petroleum exporter. Brazilian oil policy can be divided into two stages. The first one begins with the creation of the National Petroleum Council, and the state monopoly was established there afier. That lead to the creation of the state company Petróleo Brasileiro SA - Petrobras, which produces more than 1.100.000 barrels/day. The second stage began with the Constitutional Amendment 9 of 9/11/95, followed by Act 9.478 of 6/08/97. This Act stated that all industrial activities could be carried out freely by means of concessions granted by the National Petroleum Agency. The Agency's aim is to reach self-sufficiency under the solid basis built by Petrobras / Mestrado / Administração e Politica de Recursos Minerais / Mestre em Geociências

Orientador : Kelsen Valente Serra / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-14T01:45:36Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Martins_SergioVasconcellos_M.pdf: 2482873 bytes, checksum: 8ce784d7b8e28cde348fbf2acedd6392 (MD5) Previous issue date: 1991 / Resumo: A descarga de um poço de petróleo por gas lift contínuo se desenvolve em condições de fluxo multifásico transiente, entretanto, os métodos de projeto disponíveis para a instalação do gas lift contínuo assumem escoamento em regime permanente desde a partida até a estabilização do poço. Utilizando um simulador computacional existente, que tem por base a equação da conservação da quantidade de movimento para a mistura e a equação da conservação da massa para as fases, este trabalho avalia os efeitos transientes do fluxo multifásico quando se tem espaçamento e regulagem de válvulas na coluna de produção obedecendo a um projeto convencional. Um método de projeto convencional é detalhado e em seguida três poços hipotéticos, primeiro dimensionados conforme o método descrito e depois tendo apenas duas válvulas na coluna, são submetidos ao simulador e os resultados confrontados e analisados sob o ponto de vista transiente. Especial ênfase é dada ao tempo total decorrido e volume de gás de injeção consumido durante a descarga. Paralelamente, se conduz uma análise de sensibilidade de alguns parâmetros do poço (pressão estática de reservatório, Pe; pressão de fluxo na superfície, Pcab; pressão disponível de gás de injeção, Pko; abertura do choke; grau API do óleo, o API; índice de produtividade, IP e razãO gás/óleo da formação, RGOF) envolvidos na descarga / Abstract: Oil wells unloading by gas lift is a transient phenomenon. However, available design and analysis methods for continuous flow gas lift installations are based on steady state flow conditions. This work uses a computer model (based on gas and liquid mass-conservation laws and mixture momentum-conservation law) to study multiphase flow transient effects in gas lift wells when valves distribution in the string and calibration are set based on conventional design methods. A conventional method of design is given in detail. Three hipothetical wells conventionally designed are then unloaded and analysed under transient flow conditions. After that, each hipothetical well with only two valves remained in the string is unloaded to verify the influence of the numbet of the valves and transient effects in the unloading processo This work devotes special emphasys to the time and lift gàs consumption during wells unloading. Also, some wells parameters have its sensibility analysis done (static reservoir pressure, Pe; desired head pressure, Pcab; kick off pressure, Pko; choke opening; oil o API; productivity index, IP; formation gas/oil ratio, RGOF) / Mestrado / Mestre em Engenharia de Petróleo

Orientador: Luiz Felipe Mendes de Moura / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-14T01:55:27Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Moura_LuizSergioSaboia_M.pdf: 2584315 bytes, checksum: d45fddf33a540fce0fe677f87f01d925 (MD5) Previous issue date: 1991 / Resumo: É objetivo primordial deste trabalho avaliar numericamente a transferência de calor e o gradiente de pressão que ocorrem no escoamento bifásico de vapor saturado ou água subresfriada no fluxo horizontal em tubulações aéreas ou enterradas e no fluxo vertical descendente na coluna de injeção de vapor de poços de petróleo. As perdas de calor ao longo do escoamento causam a condensação progressiva do vapor saturado chegando, em alguns casos, ao escoamento de água subresfriada. Esta condensação induz em mudanças no padrão de fluxo do escoamento bifásico bem como no coeficiente global de transferência de calor. Para isto, foram consultadas literaturas científicas visando a elaboração de um Modelo Matemático e Numérico. As equações da quantidade de movimento e da energia, por ser um problema não-linear, são resolvidas simultaneamente pelo método iterativo de Newton-Raphson. Finalmente, são partes integrantes deste trabalho a validação do modelo com dados de campo e a análise de alguns resultados obtidos através do mesmo objetivando, assim, um apoio técnico importante ao desenvolvimento de projetos de injeção de vapor na indústria do Petróleo / Abstract: The main objective of this work is to avaluate numerically the heat transfer and the pressure drop in the horizontal two-phase flow of saturated steam and hot water flow in air or underground pipelines, and in the downward flow at the steam tubing of the petroleum well. The heat loss during the flow induces a progressive condensation of saturated steam reaching, in some cases, the flow of hot water. This condensation results in changes in the two-phase flow pattern and in the global heat transfer coefticient. In this work, the scientific literature was studied in order to find out a mathematic and a numerical model.' The momentum and the energy equations are solved simultaneously by the Newton-Raphon method. Finally, the model validation through the available experimental data and the analysis oí some results, are included in this work, providing an important technical background to the development of steam injection projects in the petroleum industry / Mestrado / Titulação

Orientador: Eric Edgar Maidla / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia de Campinas / Made available in DSpace on 2018-07-14T03:53:51Z (GMT). No. of bitstreams: 1 SampaioJunior_JorgeHyginoBraga_M.pdf: 1591867 bytes, checksum: ff4840c1ff5f48ffb1a84e6cba280d5c (MD5) Previous issue date: 1989 / Resumo: Um modelo geral de interação broca-formação foi desenvolvido para determinar a taxa de variação azimutal e a estimativa do ângulo de saída (lead angle) a ser utilizado na perfuração de um poço direcional. O modelo foi usado em um programa de computador e validado usando dados de 15 poços direcionais perfurados na área marítima da Bacia de Campos no Brasil. Os resultados mostraram que as previsões das taxas de variação azimutal foram boas para a maioria das trajetórias. Devido à falta de informações geológicas apropriadas dos poços de correlação, são necessários dados de campo adicionais para posterior avaliação do modelo. Os resultados das determinações dos ângulos de saída mostraram que é possível em alguns casos, se evitar correções de direção através da determinação apropriada deste ângulo. / Abstract: A general rock-bit interaction model was developed to lead angle required while kicking off a directional well. The model was used by a computer program and was validated using the data of 15 directional wells drilled in the offshore Campos Basin area in Brazil. The results showed that the bit walk predictions were good for the most of the well trajectories. Due lo lack of the appropriate geological information on the history wells, additional field example are necessary to further validate the model. The results on the lead angle computations showed that it is possible sometimes to avoid direction corrections through the appropriate prediction of this angle. / Mestrado / Mestre em Engenharia de Petróleo

Orientador: Osvair Vidal Trevisan / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-19T05:34:38Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Camargo_Christianede_M.pdf: 3074307 bytes, checksum: 0f9dd090494a2038b8c4c1534da6efaa (MD5) Previous issue date: 1993 / Resumo: A análise de testes de pressão em poços horizontais tem por objetivo determinar os parâmetros da formação e algumas características do poço horizontal, através da utilização de técnicas convencionais de interpretação de testes ou de técnicas mais sofisticadas que incluem a análise automatizada. Neste trabalho será apresentado um modelo matemático para representar o comportamento transiente da pressão de um poço horizontal em um reservatório anisotrópico de espessura limitada. Este modelo considera a existência da perda de carga no interior do poço horizontal, em fluxo monofásico laminar ou turbulento. Para determinação da solução semi-analítica, a equação da queda de pressão no poço é acoplada à equação de fluxo no reservatório, considerando a continuidade das pressões e das vazões na interface poço horizontal/reservatório. Concluiu-se que, para a maioria das aplicações práticas, a pressão pode ser considerada constante ao longo do poço horizontal. Os efeitos de estocagem e de película são incluídos no modelo aplicando-se o teorema da superposição na solução para a vazão total de produção constante. É proposta uma modelagem para o dano de formação que considera a anisotropia da formação e o tempo de exposição desta aos fluidos de perfuração e de completação. Uma fórmula para o fator de película é obtida. São apresentadas aproximações assintóticas da solução. A análise automatizada de testes em poços horizontais é apresentada através da técnica de regressão não linear utilizando o método dos mínimos quadrados. Para viabilizar a aplicação desta técnica, em termos de tempo computacional, foi utilizado um modelo de fluxo uniforme equivalente. As conclusões quanto à aplicação desta técnica são limitadas, dada a escassez de casos reais na literatura. São incluídos exemplos de casos reais e de casos sintéticos / Abstract: The objective of a horizontal well test analysis is to obtain some reservoir/well parameters by using conventional or automated techniques of analysis. This work presents a mathematical model in order to represent the transient pressure behavior of a horizontal well in an anisotropic reservoir of finite thickness. The model considers the pressure drop due to the fluid flow inside the wellbore. To obtain the semi-analytical solution, the wellbore and reservoir fluid flows are coupled considering continuity of pressures and rates at the sandface. One of the conclusions is that the infinite-conductivity wellbore assumption can be used for most of the practical cases. Using the solution for the constant terminal rate case, wellbore storage and skin effects are included in the model by applying the superposition theorem. This study also suggests a model for the formation damage which includes the effects of reservoir anisotropy and the time of exposure to drilling and completion fluids. An analytical expression for the skin factor is resented. Asymptotic expressions are given for early, intermediate and late time flow behaviors. An automated well test analysis procedure using the least squares nonlinear regression technique is presented. The use of this technique is made possible by applying a model of uniform-flux condition on the inner boundary, adopted to minimize the computational effort. The conclusions on the application of this technique are limited, due to the scarcity of papers with actual field data in the petroleum literature. Various examples with synthetic and field data are included. / Mestrado / Mestre em Engenharia de Petróleo

Orientador: Oswaldo Antunes Pedrosa Junior, Kelsen Valente Serra / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-19T04:50:55Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Lemos_WalterPetrone_M.pdf: 3108909 bytes, checksum: 1cdba04caf893f2dd094075b78727c71 (MD5) Previous issue date: 1993 / Resumo: Durante os períodos de fluxo de testes de formação por tubulação em poços não surgentes, os fluidos podem experimentar elevadas velocidades e rápidas alterações de aceleração no poço, embora não alcancem a superfície. Em geral, soluções analíticas para o teste "slug" desprezam efeitos inerciais, de fricção, de compressibilidade, de transferência de massa e de fluxo multifásico no poço. Na maior parte dos modelos, a dinâmica do colchão inicialmente presente no poço também é desconsiderada. Um simulador numérico, que acopla modelos para o fluxo isotérmico bifásico (gás-óleo), tipo "black-oil", no poço e no reservatório, foi desenvolvido para investigar a magnitude destes efeitos nas respostas dos períodos de fluxo e estática do teste. A técnica de acoplamento implementada permite o uso de modelos numéricos independentes para poço e reservatório. A região no poço com fluxo bifásico transiente e comprimento variável foi modelada supondo-se fluxo homogêneo e estados estacionários successivos. Efeitos inerciais foram considerados somente para a região com fluxo monofásico incompressível e comprimento constante, correspondente ao colchão. Para simulação do período de estática, o poço foi representado por uma câmara de estocagem. Um simulador clássico, totalmente implícito, com ponto de bolha variável, foi usado para representar o fluxo radial, unidimensional, no reservatório. Para verificar o modelo computacional resultante, as soluções numéricas foram comparadas com soluções analíticas monofásica; disponíveis para o teste "slug". Os resultados mostraram que os efeitos gravitacionais predominam no cálculo da pressão de fundo do poço, durante o período de fluxo. Efeitos do atrito no poço são, em geral, desprezíveis. Efeitos inerciais no colchão podem ser importantes para alguns sistemas, porém se restringem aos primeiros instantes do período de fluxo do teste / Abstract: During the flow periods of drillstem tests (DST) from non-flowing wells, wellbore fluids may experiment very high velocities and rapid acceleration changes, though they do not reach the surface. Analytical models developed for slug test analysis usually neglect inertial, frictional, compressional, mass transfer and multiphase tlow effects inside the wellbore. Also, the dynamics of the cushion initially present in the well is not considered in most models. A numerical simulator, which couples well and reservoir models for isothermal, black-oil type, gas-oil flow, was developed to investigate the magnitude of such effects on the response of flow and build-up test periods. The coupling technique implemented allows one to use independent numerical models for the well and the reservoir. The two-phase, homogeneous, transient flow region with variable length inside the wellbore was modeled using a succession of steady state conditions. Inertial effects were considered only for the single-phase flow of the incompressible, constant length cushion ahead of the two-phase region in the wellbore. The well was represented as an accumulation chamber for the build-up period simulation. A classical radial, unidimensional, fully implicit, variable bubble-point pressure simulator was used to model reservoir flow. In order to verify the resulting computer model, numerical solutions were compared to available single-phase slug test analytical solutions. The results showed that the hydrostatic head has the most important contribution to the bottom-hole pressure of the flowing period. Friction effects inside the wellbore are, in general, negligible. Cushion inertial effects may be important for some systems, but they are restricted to the very beginning of the DST flow period / Mestrado / Mestre em Engenharia de Petróleo

Dissertação (mestrado) - Universidade Federal de Santa Catarina, Centro Tecnológico, Programa de Pós-Graduação em Engenharia Mecânica, Florianópolis, 2012 / Made available in DSpace on 2013-06-25T20:42:00Z (GMT). No. of bitstreams: 1 313170.pdf: 22183716 bytes, checksum: d094a1b22e6b2c14059900e708bd7751 (MD5) / Uma estratégia especial para a discretização de reservatórios de petróleo encontrada na literatura tem por princípio manter o uso das tradicionais malhas corner-point nas regiões afastadas dos poços e empregar malhas cilíndricas ao redor destes. A necessária conexão entre estes dois tipos de malhas é sugerida ser feita através de malhas de transição, cuja característica principal é apresentar volumes de controle genéricos com um número arbitrário de faces. Dando ênfase a este tipo de malhas, também denominadas na literatura por malhas poligonais, o presente trabalho tem como foco o estudo, a implementação e a análise de métodos de reconstrução explícita do gradiente nelas empregados. Os métodos de reconstrução têm como tarefa fundamental determinar os vetores gradiente associados a todos os volumes de controle de uma malha poligonal através de valores discretos de pressão, associados aos centroides desses volumes. Tais métodos podem ser divididos em dois grandes grupos: um deles se utiliza da fórmula de Green-Gauss, derivada do teorema da divergência, e o outro emprega os princípios do método dos mínimos quadrados. Testes em diferentes tipos de malhas poligonais e considerando diferentes funções, cada uma representando um campo de pressão ao longo do domínio, são realizados com o intuito de determinar quais métodos de reconstrução apresentam os melhores resultados numéricos e tempos computacionais razoáveis para serem executados. Os resultados numéricos são analisados de acordo com o índice de convergência do gradiente de pressão e também de acordo com a magnitude da norma do erro deste gradiente. A determinação daqueles métodos que melhor desempenham a sua função e apresentam uma boa relação custo/benefício é importante para os esquemas numéricos que se utilizam do resultado do gradiente para aproximar os fluxos através das faces dos volumes de controle poligonais. Um esquema numérico que emprega o princípio anterior é também apresentado neste trabalho. Dois casos são testados com o intuito de avaliar a metodologia numérica proposta.<br> / Abstract : A special strategy for petroleum reservoir discretization found in the literature is based on the principle of maintain the use of the traditional cornerpoint grids in the regions away from the wells and employ cylindrical grids around them. The connection between these two types of grids is suggested to be made using transitional grids whose main characteristic is to be formed by control volumes with an arbitrary number of faces. This kind of grids is mostly known in the literature as polygonal grids. This work focuses on the study, the implementation, and the analysis of explicit gradient reconstruction methods employed with those grids. The purpose of these methods is to approximate the gradient vectors associated with all the control volumes of a polygonal grid using discrete values of pressure, localizated at control volume centroids. The methods belong to two main groups: one of them uses the Green-Gauss formula, derived from the divergence theorem, and the other one employs the least squares method. Tests on different types of polygonal grids and considering different functions, each one representing a pressure field in the domain, are performed in order to determine the gradient reconstruction methods that give more accurate numerical results in reasonable computational times. The numerical results are analyzed according to the convergence order of the pressure gradient and also according to the magnitude of the gradient error norm. The determination of the methods that show a good cost/benefit ratio is important for numerical schemes that need gradients for approximating the mass-flowthrough the control volumes interfaces. A numerical scheme applying gradient reconstruction methods to a singlephase flow model is also presented in this work. Two cases are tested in order to evaluate the numerical methodology proposed.

Orientador: Francisco Jose S. Alhanati / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-21T02:18:40Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Peixoto_GuilhermedeAlmeida_M.pdf: 32074202 bytes, checksum: 7be21cb87c1ecd26fbb5954d8cf283ac (MD5) Previous issue date: 1995 / Resumo: O desenvolvimento da produção de petróleo em campos marítimosem todo o mundo é crescente, e o gas lift contínuo (GLC) é o único método de elevação artificial de petróleo extensivamentetestado para uso em poços submarinos. Uma revisão conceitual sobre fundamentos do GLC e sobre um método específico de dimensionamentopara poços marítimos foi apresentada. Pretendeu-se com isso fornecer uma visão abrangente sobre o tema do trabalho, incorporando o que de mais recente foi publicado na literatura, inclusive no que se refere a modelos para previsão do desempenho das válvulas operadas pela pressão do revestimento, e a critérios para análise da estabilidadeda produção em poços com GLC. Uma metodologia para otimização do dimensionamento de GLC em poços marítimos foi proposta. Para isto, assumiu-se que a injeção de gás para a elevação dos fluidos produzidos deve ser feita em um único ponto de injeção, mas variável ao longo do tempo, adaptando-se à depleção natural do reservatório. Assumiu-se também que são disponíveis métodos eficientes para a descarga inicial do fluido de amortecimento presente no poço, utilizando-se fontes de gás a alta pressão. Foram desenvolvidos critérios para a seleção adequada de parâmetros críticos no dimensionamento de GLC. Entre estes parâmetros estão o diâmetro de sede das válvulas de gas lift e os diferenciaisde pressão de revestimento requeridos para sua abertura. Novos mapas dos regimes de fluxo em válvulas de gas lift foram apresentados. Foram discutidos os resultados obtidos com a aplicação da metodologia proposta a casos típicos da Bacia de Campos. Concluiu-se que a utilização de menor número de mandris e válvulas com grandes diâmetros de sede (3/8" a 1/2") pode levar a condições estáveis de operação e a produções acumuladas de óleo mais elevadas que as obtidas com a atual metodologia de projeto, que privilegia o uso de válvulas com diâmetros de sede reduzidos, tipicamentede 1/4" e de 5/16" / Abstract: Petroleum production development around the world is growing in offshore areas and continuous flow gas lift (CGL) is the only extensively used method for subsea completed wells. A procedure for otimization of the design of CGL for offshore wells was presented. In this procedure, it is assumed that lift gas will be injected into tubing through a single point which varies with time, adapting to changing reservoir conditions. It is also assumed that high pressure gas is available for unloading. Criteria were developed to select critical CGL design parameters, including valve port sizes and casing pressure differentials required for opening the valves completely. A new flow regime map for casing pressure operated valves was presented. The proposed procedure was applied to typical Campos Basin wells, and the resuhs were discussed. It was concluded that the use of only one or two production mandrels with large port valves could result in greater cumulative oil production than those obtained with the past procedures, that use more mandrels and valves with smaller port sizes. OperationaI stability was verified,and it was concluded that usually stable conditions are possible even with large valve port sizes, mainly because of the high productivity index of offshore wells / Mestrado / Mestre em Engenharia de Petróleo

Orientador: Saul Barisnik Suslick / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-07-21T12:16:33Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Buambua_LinoSobrinho_M.pdf: 5617508 bytes, checksum: ec46b96c14592d23036929c813e728f9 (MD5) Previous issue date: 1996 / Resumo: A expansão da produção angolana do petróleo bruto, efetuada pelas principais companhias internacionais de petróleo como a Chevron, Texaco, Shell, Elf Aquitaine, Total, Agip, Fina , Petrobrás etc., é analisada, aqui, no contexto geral da evolução da indústria mundial do petróleo. A partir do final da década de 70, logo após a crise do petróleo de 1973, Angola transformou-se num dos mais dinâmicos mercados de exploração e produção de petróleo da África Austral. Dessa forma, o objetivo principal desta dissertação é analisar a conjuntura da indústria do petróleo de Angola, procurando depreender a estrutura de mercado, a sua organização, bem como a forma sob a qual a indústria angolana se insere no mercado internacional do petróleo. Por outro lado, face à luz da nova perspectiva de paz, faz-se uma análise das tendências prospectivas do mercado angolano de petróleo, com a elaboração de possíveis cenários de produção até o ano 2000 / Abstract: This dissertation intends to analyse the expansion of crude oil Angolan output, within the context of the evolution of the world oil industry, carried out by the main intemational companies such as Chevron, Texaco, Shell, Elf, Total, Agip, Fina, Petrobrás and so on. Since the late 1970s, Angola has become one of the most dynamic exploration and production markets of Southem Aflica. In this manner, the main goal of this dissertation is to analyse the state-of-art of Angolan oil industry, focusing its market structure and organization, as wel as its position in the oil intemational market. On the other hand, regarding the perspective of peace process, this study projects the possible scenarios for the Angolan oU industry in coming years / Mestrado / Administração e Politica de Recursos Minerais / Mestre em Geociências