Orientador: Denis José Schiozer / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-23T18:49:30Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Teixeira_GuilhermeNascimentoRodrigues_M.pdf: 5330624 bytes, checksum: 05bfb1e1e9cd9bb8c8c69e3e8ddc0eac (MD5) Previous issue date: 2013 / Resumo: O processamento submarino é considerado uma tecnologia potencial para antecipar a produção de campos localizados em águas profundas e reduzir, em alguns casos, os custos associados às instalações de superfície. Ele pode ser definido como qualquer tratamento dado ao fluido produzido no leito submarino. Dentre as tecnologias disponíveis, a Separação Submarina Gás- Líquido (SSGL) atualmente é a mais avançada para aplicações em águas profundas. A maneira mais recomendada para quantificar as vantagens de longo prazo dessas tecnologias é através da Modelagem Integrada da Produção (MIP), uma abordagem que integra a simulação de reservatórios com o sistema de produção do campo. A motivação do presente trabalho surgiu da necessidade de quantificar o incremento de produção de óleo a ser obtido pelas tecnologias de processamento submarino. O objetivo é utilizar a MIP para comparar a produção de um reservatório através de duas tecnologias de elevação artificial: SSGL e Gas Lift Contínuo (GLC). A comparação entre o SSGL e o GLC foi realizada em dois estudos de casos. No primeiro, utilizou-se um modelo homogêneo para que a comparação se restringisse apenas aos métodos de elevação. No segundo caso, um modelo sintético heterogêneo, construído a partir de dados reais, foi utilizado para comparar os métodos numa situação próxima à real. Os resultados mostraram a capacidade da tecnologia SSGL em antecipar a produção de óleo, através da redução da contrapressão e pelo aumento da queda de pressão no poço, conhecida como drawdown. Além disso, a manutenção da pressão do reservatório se mostrou um elemento chave para a tecnologia SSGL. A combinação das tecnologias (SSGL + GLC) mostrou ser uma boa opção para incrementar a produção de óleo durante um período de revitalização do campo. O SSGL foi capaz de produzir o mesmo volume de óleo que o GLC utilizando um diâmetro de coluna e linha de produção menor. Por fim, a MIP mostrou ser flexível para permitir simular casos com restrições tecnológicas, difíceis de serem consideradas apenas com a simulação de reservatórios / Abstract: Subsea processing is considered a potential technology to increase production in deepwater fields and reduce, in some cases, costs related to surface facilities. It can be defined as any treatment of the produced fluids performed on the seabed. Among the available technologies, Subsea Gas- Liquid Separation (SGLS) is the most advanced for deep water applications. The most recommended way to quantify the long term advantages of this technology is through Integrated Production Modeling (IPM), which integrates reservoir and surface facilities models into a single model. The motivation of the present work is the need to quantify the incremental oil recovery that might be achieved through subsea processing. The objective is to compare the production of a reservoir through two artificial lift methods: SGLS and Continuous Gas Lift (CGL). The comparison between SGLS and CGL was performed in two case studies. In the first one, a homogeneous reservoir model was used, so the comparison was focused on the artificial lift technologies. In the second case, a heterogeneous reservoir model, built with real data, was used to compare both methods in a more realistic reservoir scenario. The results showed the capability of anticipating production by the reduction of the backpressure and the increase of the drawdown through SGLS. Besides, reservoir pressure maintenance appeared as key element for this technology. A combination of the technologies (SGLS + CGL) was found to be a good option to increase oil production during the revitalization phase of the field. SGLS was able to produce the same volume of oil obtained with CGL using a smaller tubing and production diameter. IPM showed a more flexible option to simulate scenarios with technological constraints, capturing effects that are difficult to be caught using only reservoir simulation / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Denis José Schiozer / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-20T19:01:11Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Cotrim_HenriqueAraujo_M.pdf: 2298003 bytes, checksum: 2551e58ec65d13716630850ca27cd695 (MD5) Previous issue date: 2012 / Resumo: No contexto da engenharia de reservatórios de petróleo, é bem conhecida a importância do trabalho de seleção de estratégias de produção. No caso específico em que há restrição de tratamento de fluidos na superfície, a alocação de vazões de produção e injeção dos poços é mais um item a ser otimizado. Quando o problema envolve diversas unidades segregadas de reservatórios, cada qual caracterizado por seu próprio modelo de fluxo, as simulações não devem ser consideradas isoladamente, pois elas estão efetivamente acopladas pelos limites das vazões totais de produção e/ou injeção. Neste cenário de múltiplos reservatórios, o presente trabalho propõe o estudo de alocação das vazões de produção utilizando abordagens tradicionais e também aplicando a Modelagem Integrada de Produção (MIP) simplificada considerando uma estratégia de produção fixa. A MIP simplificada consiste no uso de um aplicativo que gerencia o acoplamento explícito entre simulações de reservatórios e sistemas de produção, sendo este último elemento representado de forma simplificada. Neste trabalho, foi selecionado o limite de escoamento de gás como restrição operacional de superfície em dois casos de estudo e aplicados os procedimentos tradicionais de simulação segregada com rateio manual das vazões e união dos modelos para simulação de uma malha única, além da MIP simplificada. Em cada abordagem, foram aplicados três métodos de alocação de vazões disponíveis no simulador comercial adotado e implementados em rotina específica (RAV). Os resultados obtidos mostram que o uso de diferentes algoritmos de alocação de vazões pode levar a alterações na previsão de VPL superiores a 12% e indicam que a MIP simplificada é válida e pode ser considerada a melhor alternativa em cenários específicos, quando a otimização manual do rateio e a união das malhas não se apresentarem como soluções simples / Abstract: The selection of production strategies for petroleum field development is an important task. The specific case in which there are constrained surface facilities, the allocation of production and injection well rates is one more item to be optimized. When the problem involves several segregated reservoir units, each of which characterized by its own geological model, the simulations should not be considered as isolated because they are effectively coupled by the limits of the total flow of production and injection. In this scenario of multiple reservoirs, this work proposes the study of production rates allocation using traditional approaches and also applying the simplified Integrated Production Modeling (IPM), considering a fixed position for the wells. The simplified IPM consists of using an application that manages an explicit coupling between reservoir simulators and production systems, the latter element represented in a simplified form. In this work, the total gas rate was selected as the surface constraint in two case studies. The traditional procedures of segregated simulation with manual optimization and amalgamating the simulation models into a single model are used, besides the simplified IPM. In each approach, three methods are applied for well rates allocation, available in the adopted commercial simulator and implemented in the specific routine (RAV). The obtained results show that the use of different flow allocation algorithms can lead to changes in estimated NPV above 12% and indicate that the simplified IPM is valid and it can be considered the best alternative in some specific scenarios / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientadores: Denis Jose Schiozer, Eliana Luci Ligero / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica, Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-08-03T22:12:10Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Sanjombi_BernabeAlfredo_M.pdf: 7416551 bytes, checksum: 9fa54684138d500059c70748ad19b2a8 (MD5) Previous issue date: 2004 / Resumo: Técnicas de transferência de escala permitem que propriedades de uma malha refinada sejam adaptadas para uma malha de simulação mais grosseira. Em casos com fortes heterogeneidades, a passagem de uma escala refinada para outra mais grosseira pode fazer com que resultados bem diferentes sejam obtidos. Outro ponto importante é que a transferência de escala de blocos finos com poços pode ter grande impacto nos resultados e, em muitos casos, deve ter tratamento diferenciado e especial. Deste modo, para uma melhor aproximação entre as malhas refinada e grosseira, surge a necessidade do emprego de tratamentos especiais aos blocos grosseiros com fortes heterogeneidades e com poços. O objetivo deste trabalho é estudar a transferência de escala da permeabilidade absoluta de casos com canais e barreiras e aproximar os resultados da simulação numérica de fluxo da malha grosseira ao da malha refinada utilizando tratamentos de poços nos blocos grosseiros. A partir dos resultados obtidos foi possível selecionar alguns tratamentos de poços e generaliza-los. Como os resultados dependem tanto do tipo de tratamento de poço, quanto do tipo de heterogeneidade e tipo de fluxo, elaborou-se uma etapa onde a malha grosseira foi gerada pela combinação de tipos de fluxo com tipos de tratamentos de poços de acordo com a localização do poço na malha refinada. Este processo mostrou ser adequado para todos os casos estudados, apesar de exigir um elevado tempo na sua elaboração. Com a finalidade de redução deste tempo, foi realizada uma generalização de técnicas de transferência de escala e de tipos de tratamentos de poços para cada condição de fluxo e heterogeneidade. Esta regra geral foi aplicada com sucesso nos casos estudados. Considerando-se todos os resultados gerados pode-se concluir quais os tipos de tratamentos de poços mais adequados para malhas refinadas com canais e barreiras. Também foi possível indicar tipos de tratamentos de poços inadequados aos casos estudados. Quanto a técnica de transferência de escala mais adequada para cada condição de fluxo e tipo de heterogeneidade pode-se observar que as mesmas dependeram. das características dos poços. Nos casos com canais as técnicas de transferência de escala mais adequadas dependeram. do fato do poço produtor estar alinhado ou desalinhado aos canais. Quanto aos casos com barreiras as técnicas indicadas estão associadas ao número de camadas com barreiras nas quais os poços produtores estão perfurados / Abstract: UpscaIing techniques allow the adaptation of fine grid properties to coarse simulation grids. In cases with strong heterogeneities, the flow simulation of coarse grids could produce very different results from those obtained with fine grids. An important point is the upscaling of fine blocks with wells, which yields a great impact on simulation results ando in many cases, demands a differentiated and special treatment. To obtain a better approximation between coarse and fine grids, it is necessary to employ special treatments to coarse blocks with strong heterogeneity and with well. The goal of this work is to study absolute permeability upscaling in cases with channels and barriers and to approximate the flow simulation results of coarse grid to those obtained for fine grids by using special well block treatment It was possible to select, from the obtained results, some well treatments and generalize them. As the results depend on the type of well treatment, of heterogeneity and of flow, a coarse grid was built via combination of flow types and with types of well treatments according to the welllocalization in the fine grid This process was appropriate for all studied cases, in spite of demanding a long time to elaborate the coarse grid In order to reduce the process time, a genera1ization of upscaling techniques and of types of well treatments according to flow and heterogeneity conditions was realized. This general role was applied to studied cases successfully. Considering all the generated results, it was possible to obtain the most adequate types of well treatments to fine grids with channel and baniers. Also, it was possible to select the inadequate well treatments to the studied cases. It was observed the most adequate upscaling techniques for each type of flow and of heterogeneity depended on the well characteristics. In cases with channels, the upscaling technique depended on the welllocalization being aligned or not to the channels. In the case with baniers, the indicated upscaling techniques were associated to the number of layers with baniers where the producer well is drilled. / Mestrado / Explotação / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Made available in DSpace on 2014-06-12T18:05:25Z (GMT). No. of bitstreams: 2 arquivo8193_1.pdf: 9411015 bytes, checksum: 4a6a6b3ced0513fc2d4a2ead33974521 (MD5) license.txt: 1748 bytes, checksum: 8a4605be74aa9ea9d79846c1fba20a33 (MD5) Previous issue date: 2007 / Esta pesquisa tem como objeto de estudo o Reservatório Delmiro Gouveia, inserido no rio São Francisco que abastece as usinas Paulo Afonso I-II-III de propriedade da Companhia Hidro Elétrica do São Francisco Chesf. No estudo é feita uma análise da situação atual do ponto de vista ambiental e sugerir a gestão ambiental. A expansão das atividades urbanas e industriais no entorno do reservatório gerou diversos impactos, que acarretaram perdas significativas às funções e valores sociais e ambientais associados ao ecossistema local. A Gestão Ambiental dos reservatórios contempla ações corretivas e preventivas no sentido de conservar os ambientes naturais e valorizar a cultura da população envolvida, bem como programas de incentivo a atividades econômicas, de lazer, etc, compatíveis com a capacidade de suporte dos recursos naturais renováveis. Permite também, definir uma articulação político-institucional de gestão integrada entre os diversos agentes envolvidos. As várias atividades humanas desenvolvidas nos reservatórios contribuem para a deterioração dos recursos hídricos, devido à deposição inadequada de resíduos (nutrientes e poluentes) provenientes de despejos domésticos e industriais e resíduos de diversos tipos de culturas agrícolas. Estes fatores podem ocasionar a eutrofização dos reservatórios e o aumento da carga de sedimentos depositados, comprometendo a conservação dos reservatórios e a geração de energia elétrica. Durante a realização do trabalho de campo no reservatório foram observados e registrados os pontos mais significativos. Os locais registrados em sua maioria apresentaram o uso inadequado do reservatório e de seu entorno pelos próprios proprietários da área. Desta forma as ocorrências registradas e identificadas foram agrupadas pelas seguintes temáticas: uso inadequado dos recursos hídricos, problemas na APP, poluição urbana e industrial e desequilíbrio na atividade rural. Na gestão ambiental dos reservatórios são utilizados instrumentos que objetivam melhorar a qualidade ambiental e o processo decisório. Após construir uma base de dados dos impactos decorrentes das atividades antrópicas, o uso sustentável dos recursos naturais ainda disponíveis é estimulado para que seja possível uma adequada gestão ambiental para o reservatório

Orientador: Armando Zaupa Remacre / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-25T14:28:23Z (GMT). No. of bitstreams: 1 D'Abbadia_MartinhoRomuloIria_M.pdf: 3348213 bytes, checksum: 98f806d85c76c8a6848288f07759199e (MD5) Previous issue date: 1999 / Resumo: Nesta dissertação são apresentadas estimativas de espessuras em seções sedimentares sobrepostas. O procedimento adotado consiste na realização de krigagens acompanhadas de correções que proporcionam consistência matemática à operação da soma das espessuras. Essas correções são apoiadas em ponderadores fundamentados nas relações de proporcionalidade entre: a) as espessuras das camadas krigadas e a espessura total da seção analisada; b) os desvios padrões de estimativa e a soma desses desvios padrões; c) as variâncias de estimativa e a soma dessas variâncias. O método proposto apresenta como características a simplicidade operacional e a flexibilidade, destacando-se: a) O número de intervalos a serem analisados é teoricamente ilimitado; b) Não há exigência da presença de espessuras estacionárias; c) Há possibilidades da escolha de vizinhanças distintas para cada intervalo analisado; d) Há liberdade para a utilização de modelos variográficos distintos em cada intervalo investigado, possibilitando - que neles sejam individualmente ajustadas diferentes funções, amplitudes e anisotropias. A técnica foi aplicada em uma zona-bloco de um campo de petróleo situado no nordeste do Brasil, auxiliando na localização dos sítios deposicionais preferenciais de reservatórios turbidíticos e propiciando a realização de inferências quanto a aspectos estruturais da área estudada / Abstract: This work presents some thicknesses estimates in overlapped sedimentary sections. The adopted procedure consists of the accomplishment of kriging followed by weigthed corrections that provide mathematical consistency to the operation of thicknesses addition. These weigthed corrections are based on the proportions between: a) the thicknesses of the estimated layers and the total thickness of the analyzed section; b) the standard deviation of the estimation error and the addition of these standard deviations; c) the variance of the estimation error and the addition of these variances. The proposed method is characterized by its simplicity and operational flexibility, being distinguished by: a) The number of intervals to be analyzed is theoretically limitless; b) Stationary thicknesses are not required; c) Choice of distinct neighborhoods for each analyzed interval is allowed; d) It has freedom for the use of distinct models in each investigated - interval, making it possible to choose different functions, amplitudes and anisotropies. The technique was applied in an oil field situated in the northeast of Brazil , helping in localising the preferential depositional areas for turbiditic reservoirs and allowing inferences with respect to structural aspects of studied area / Mestrado / Mestre em Engenharia de Petróleo

Orientador : Denis J. Schiozer / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-31T18:34:52Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Pumputis_Angela_M.pdf: 8268953 bytes, checksum: 93716bc53172cc5aef76383530555651 (MD5) Previous issue date: 2002 / Mestrado

Orientadores: Armando Zaupa Remacre, Alejandro C. Frery / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-07-24T01:25:06Z (GMT). No. of bitstreams: 1 SaldanhaFilho_PauloCarlos_M.pdf: 2821589 bytes, checksum: 134f550f29985f4f61d843a3f3e10b99 (MD5) Previous issue date: 1998 / Resumo: A simulação estocástica tem sido utilizada na caracterização de reservatórios de petróleo como ferramenta de modelagem capaz de conciliar informações de fontes diversas. Ao mesmo tempo, preserva a variabilidade do fenômeno modelado e permite a transferência do conhecimento geológico para modelos numéricos de fluxo, cujas previsões sobre o comportamento do reservatório servirão de base às decisões gerenciais quanto ao manejo de recursos. Diversos modelos estocásticos têm sido utilizados e/ou sugeridos, em função da natureza do fenômeno a ser descrito. Os Campos Aleatórios Markovianos (CAMs) surgem como alternativa para modelagem de variáveis discretas, em reservatórios com arquitetura de fácies em mosaico. Nesta dissertação o leitor é introduzido à modelagem estocástica por CAMs de forma genérica. São abordados os principais aspectos da técnica. É descrito o Embasamento Conceitual dos CAMs: sua descrição via propriedade markoviana e equivalência com distribuições de Gibbs. O arcabouço necessário para a Modelagem de CAMs é descrito de forma abrangente. Os modelos clássicos de Ising e Potts-Strauss são especificados neste contexto e relacionados a modelos utilizados em reservatórios de petróleo. Discute-se o problema da estimação de parâmetros do modelo.são apresentados estimadores de Máxima Pseudoverossimilhança para alguns modelos. Como Contribuição inédita, são desenvolvidos estimadores para dois modelos de utilidade em reservatórios. Cinco algoritmos para Simulação Condicional de CAMs são descritos: algoritmo de Metropolis, algoritmo de Geman e Geman (Gibbs sampler), algoritmo de Swendsen-Wang, algoritmo de Wolff e algoritmo de Flinn. Finalmente, apresentam-se exemplos de simulações de alguns dos modelos discutidos, e suas implicações na modelagem de reservatórios de petróleo. É destacado o fenômeno de Transição de Fase / Abstract: Stochastic simulation has been employed in petroleum reservoir characterization as a modeling toei able to reconcile information from several different sources. It has the ability to preserve the variability of the modeled phenomena and permits transference of geological knowledge to numerical models of flux, whose predictions on reservoir behavior constitute the main basis for reservoir management decisions. Several stochastic models have been used andlor suggested, depending on the nature of the phenomena to be described. Markov Random Fields (MRFs) appear as an altemative for the modeling of discrete variables, mainly reservoirs with mosaic architecture of facies. In this dissertation , the reader is introduced to the stochastic modeling by MRFs in a generic sense. The main aspects of the technique are reviewed. MRF Conceptual Background is described: its characterization through the markovian property and the equivalence to Gibbs distributions. The framework for generic modeling of MRFs is described. The classical models of Ising and Potts-Strauss are specified in this context and are related to models used in petroleum reservoir characterization. The problem of parameter estimation is discussed. The maximum pseudolikelihood estimators for some models are presented. Estimators for two models useful for reservoir characterization are developed, and represent an ew contribution to the subject. Five algorithms for the Conditional Simulation of MRFs are described: the Metropolis algorithm, the algorithm of Geman & Geman (Gibbs sampler), the algorithm of Swendsen-Wang, the algorithm of W olff, and the algorithm of Flinn. Finally, examples of simulation for some of the models discussed are presented, along with their implications on the modeling of petroleum reservoirs / Mestrado / Geoengenharia de Reservatorios / Mestre em Geociências

Orientadores : Paulo Roberto Ballin, Armando Zaupa Remacre / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-07-18T23:21:49Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Ramos_RamirodeAvila_M.pdf: 5280509 bytes, checksum: b82d761ec55ab5f1fa27affcf47255f4 (MD5) Previous issue date: 1994 / Resumo: A permeabilidade absoluta é uma das propriedades físicas que mais afetam o fluxo no reservatório, devendo ser, a rigor, representada matematicamente por um tensor completo. A formulação tradicionalmente utilizada para representar o fluxo de fluidos em meios porosos considera as direções principais de permeabilidade alinhadas com os eixos de coordenadas, reduzindo a representação da permeabilidade absoluta a um tensor puramente diagonal. Os meios porosos naturais costumam ser bastante heterogêneos, podendo variar a orientação e magnitude da permeabilidade de um ponto a outro do reservatório. O tratamento convencional da permeabilidade, portanto, pode ser inadequado para grande número de casos. Este trabalho investiga o impacto do tratamento tensorial completo da permeabilidade nas respostas de fluxo em meios heterogêneos quando submetidos a processos de mudança de escala. É construido um simulador de fluxo. bifásico, bidimensional e implantados métodos de mudança de escala que tratam a permeabilidade tensorialmente. Mostra-se que o tratamento tensorial da permeabilidade é mais eficiente na representação de anisotropias não alinhadas com os eixos de coordenadas. Seu impacto nas respostas de fluxo depende do modelo e do nivel de heterogeneidade apresentados pelo meio. Para uma avaliação prévia das condições tensoriais do modelo de heterogeneidade estudado, sugere-se a utilização de parâmetros obtidos do processo de mudança de escala, definidos neste trabalho como "fatores de torção" / Abstract: Absolute permeability is one of the most important physical properties affecting subsurface flow and should be represented matematically as a tensor. Traditionally, permeability is treated as a diagonal tensor,. i. e., the principal permeabilities are assumed to be alligned with the coordinate axes. All natural permeable media are heterogeneous. The orientation and magnitude of the principal permeability may vary from one point to another within the reservoir. Then traditional treatment of permeability may be inadequated in many pratical situations. The objetive of this work was to investigate the impact of the tensorial treatment of absolute permeability in flow. simulation results, especially when coupled with the scalling-up process in two-phase, two-dimensional flow. It's showed that the tensorial treatment of absolute permeability is more efficient than the traditional one to represent anisotropic heterogeneities that are not aligned with coordinate axes. This treatment was tested in a series of heterogeneous permeability images, involving scaling-up process and flow simulation / Mestrado / Geologia de Petroleo / Mestre em Geoengenharia de Reservatorios

Orientadores : Osvair Vidal Trevisan, Euclides Jose Bonet / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-07-18T22:55:03Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Menezes_GersonLuisMoraes_M.pdf: 3632674 bytes, checksum: 3a27d3b738e5fc767d09aa5431220859 (MD5) Previous issue date: 1994 / Resumo: Um dos problemas mais críticos na indústria do petróleo é a estimativa de propriedades petrofísicas devido ao caráter heterogêneo dos reservatórios. Este problema fica mais acentuado quando se trata da permeabilidade, que é um dos parâmetros petrofísico. Os mais sensíveis à morfologia de poros da rocha. O presente trabalho, mostra o desenvolvimento de uma metodologia para a estimulativa da permeabilidade a partir da integração de dados de pressão capilar de laboratório e dados de perfis de poços. A metododologia é suportada numa equação semi-empírica deduzida com base no modelo de poros de tubos capilares. O. desempenho do novo procedimento foi aferido comparando-o, primeiramente, com estimativas obtidas a partir da curva J de Leverett. Posteriormente, a comparação é feita com a regressão multilinear, uma ferramenta reconhecidamente poderosa para o ajuste de curvas com base puramente matemática. Em geral, a nova ferramenta demonstra capacidade preditiva superior à metodologia da curva J e seu desempenho é próximo ao ajuste por regressão multi1inear. Sua eficiência fica evidente quando poucos dados estão disponíveis / Abstract: One of the most critical problems in petroleum engineering is the estimation of petrophisical . properties due to heterogeneous characteristc of reservdirs. The problem is more severe when one wants to determine permeability, which is one of the properties most sensitive to the pore morfology of rocks. This work presents the development of a methodology to estimate the permeability from integrating laboratory capital "Y pressure data and data from well logs. The methodology is based on the capillary tube porous model. The new procedure performance was checked, first, against estimates obtained from the Leverett' s J curve. The comparison is made also against ajust the multilinear regression techuique, which is a known powerfull tool for adjustment of curves, based solely on mathematical. In general, the new methodology shows a better predictive capacity than J curve techuique and it is similar to that of the multi1inear regression. The predictive capacity of the proposed method is more evidente when few data are available / Mestrado / Geologia de Petroleo / Mestre em Geoengenharia de Reservatorios

Orientador: Chang Hung Kiang / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-07-18T22:52:23Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Rodriguez_MonicaRebelo_M.pdf: 9695545 bytes, checksum: dae43a1be94894b4d9ad2b8d4113f941 (MD5) Previous issue date: 1993 / Resumo: Fluidos como a água e o gás sulfidrico (HzS) são encontrados em campos de petróleo e podem prover importantes informações sobre os reservatórios. Os elevados teores de HzS estão comumente associados a seqüências carbonático-evaporiticas. Como as bacias da margem continental leste brasileira são constituídas por tais seqüências, é possível encontrar acumulações deste gás. Esta associação litológica influencia a geração daquele gás, pois o sulfato a ser reduzido provém dos evaporitos e as rochas carbonáticas catalisam estas reações de redução. A determinação da origem do HzS é de fundamental importância para a exploração dos campos de petróleo, pois conhecendo-se o processo gerador pode-se minimizar os danos causados por este gás ácido, assim como evitar a formação de maiores quantidades. Três mecanismos geradores deste gás sao conhecidos: biogênico /r(BSR) , termoquímico (TSR) e craqueamento da matéria orgânica. Neste estudo determinou-se a gênese bacteriana do HzS (BSR) para o reservatório Ada Fm. Macaé (Bacia de Campos), e o (craqueamento da matéria orgânica e TSR para o reservatório B da Fm. Guarujá Inferior (Bacia de Santos). O reservatório A se caracteriza por apresentar baixa temperatura (65°C), pela presença de óleo biodegradado, influxo pretérito de água meteórica portadora de nutrientes H2S em baixos (2.000ppm, média) . de Teores o reservatório B apresenta duas populações com teores distintos. A de baixos teores (15ppm, em média) foi interpretada como resultante do craqueamento térmico da matéria orgânica, por apresentar isótopos de enxofre bastante negativos (534S de -21%õ CDT), por não apresentar cimento de sulfato na rocha reservatório, por conter baixos teores de águas e estar associado a óleo de aI to API. A sulfato nas segunda população, com teores máximos da ordem de 8.000ppm de H2S, foi interpretada como TSR devido à presença de minerais de barita na rocha, consideráveis presença volumes de metano gás é condensado em temperaturas superiores a 135°C. A das juntamente o produzidas águas amostragem com hidrocarboneto do reservatório A foi efetuada sistematicamente e com confiabilidade. Determinou-se os parâmetros físico-químicos e as concentrações de cada espécie, os quais foram introduzidos no programa de modelagem geoquímica SOLMINEQ.88. Modelagem esta que permitiu caracterizar genética e qualitativamente os fluidos do reservatório, bem como monitorar a movimentação do aqüífero de fundo e o sentido preferencial do fluxo. Reconheceu-se que o aqüífero do campo A, no qual localiza-se o reservatório A, resulta da mistura natural de dois tipos de águas. Na porção oeste as águas são de origem intersticial e dividem o espaço poroso com o óleo, apresentando H2S dissolvido e forte influência do aqui fero de fundo. Na região leste há uma falha profunda, resultante da movimentação halocinética, que atualmente serve de duto para fluidos de salinidade mais elevada. A presença de minerais carbonáticos (dolomita e calei ta), prevista na modelagem geoquímica como resultado de interações entre rocha e fluido, é corroborada pelas análises petrográficas. Os resultados deste estudo demonstram que a modelagem geoquímica é uma ferramenta eficaz para, com baixos custos, realizar o monitoramento do comportamento do aquífero / Abstract: Reservoir fluids from two basins - Campos and Santos - of East Brazil margin have been studied. Samples from over 16 wells have been utilized in the fluid characterization. Water and hydrogen sulphide (H_) are fluids with large distribution in petroleum fields and may provide important informations for reservoir studies. High H2S concentratios are normally associated with carbonates and evaporites, a typical association of the post-rift sediments of eastern Brazil continental margin. Three mechanisms - biogenic (BSR), thermochemical (TSR) and thermal decomposition of organic matler - have been identified in the Campos and Santos basins. Bacterial genesis of H2S (BSR) is responsible for its occurrence in reservoir A of Macaé Formation (Campos Basin). Thermal decomposition and TSR are responsible for H2S occurrence in reservoir B of Lower Guarujá Formation (Santos Basin). Reservoir A is characterized by having low temperature (65°C), presence of biodegraded oil and low H2S contents (average of 2000ppm). Reservoir B has two populations with distincts concentrations of H2S. The low H2S group (average of ISppm) shows very negative values of sulfur isotope (õ_ of -21 %o CDD, abscence of sulfate cements and waters with low sulfate, associated with high API oi!. The high H2S group, with maximum concentration around 8000ppm, is interpreted as being product of TSR. Barite, considerable quantity of methane and presence of- condensate gas in temperatures higher than 135°C are the main evidence of this processo In reservoir A (Campos Basin), heterogeneous distribution of formation water, with salinities ranging from 70000 ppm to 90000 ppm, results from natural mixing of deep saline waters with those of the oilfied aquifer. The spatial distribuition of chemical species indicates invasion of saline waters through major bounding faults / Mestrado / Geologia de Petroleo / Mestre em Geoengenharia de Reservatorios