Submitted by isabela.moljf@hotmail.com (isabela.moljf@hotmail.com) on 2017-04-20T12:43:51Z No. of bitstreams: 1 elisaportesdossantosamorim.pdf: 22640735 bytes, checksum: 208231549a369d305ed644548f61de21 (MD5) / Approved for entry into archive by Adriana Oliveira (adriana.oliveira@ufjf.edu.br) on 2017-04-20T13:11:28Z (GMT) No. of bitstreams: 1 elisaportesdossantosamorim.pdf: 22640735 bytes, checksum: 208231549a369d305ed644548f61de21 (MD5) / Made available in DSpace on 2017-04-20T13:11:28Z (GMT). No. of bitstreams: 1 elisaportesdossantosamorim.pdf: 22640735 bytes, checksum: 208231549a369d305ed644548f61de21 (MD5) Previous issue date: 2009-11-09 / A simulação de reservatórios é uma ferramenta amplamente utilizada por engenheiros de reservatório. É principalmente utilizada com o objetivo de prever o comportamento de reservatórios sob diferentes condições, auxiliando os engenheiros a tomarem importantes decisões que podem envolver custos financeiros elevados. A fim de obter predições confiáveis, diferentes propriedades petrofísicas do reservatório, como a porosidade e a permeabilidade, devem ser conhecidas. Porém, medições diretas dessas propriedades são possíveis apenas nas proximidades dos poços. Uma forma de estimar essas propriedades é através do processo de ajuste de histórico. O processo de ajuste de histórico consiste no problema inverso de estimar as propriedades de um reservatório através do ajuste de dados simulados ao histórico do reservatório, o qual está disponível em reservatórios em operação já há algum tempo. Neste trabalho apresentamos um estudo para o ajuste de histórico automático baseado em um modelo de reservatório bifásico (óleo/água) e bidimensional. A taxa de produção de óleo e a pressão, medidas nos poços são tomadas como histórico do reservatório. Desejamos estimar a distribuição de permeabilidades do reservatório. O problema de ajuste de histórico consiste em minimizar uma função objetivo que quantifica o erro entre o histórico e os dados simulados, o que leva a um problema de mínimos quadrados não-linear. Para resolver este problema, utilizamos o método de Gauss-Newton combinado com o método de Decomposição em Valores Singulares Truncada (TSVD). O método TSVD reduz consideravelmente o número de parâmetros a serem estimados, reduzindo também o custo computacional envolvido na resolução do problema. A m de utilizarmos o método TSVD eficientemente é necessário dispor da derivada e adjunta do problema direto. O desenvolvimento dessas ferramentas consistiu de parte importante no desenvolvimento deste trabalho. / Reservoir simulation is an essential tool extensively used by reservoir engineers. It is mostly employed to predict reservoir behavior under different circumstances, thus supporting decisions that frequently involve large fnancial costs. In order to use this tool properly different petro-physical properties of the reservoir must be well known, such as permeability and porosity. Unfortunately, direct measures of these properties are viable only near the wells. A way of estimating these properties is through the so called History Matching process. History matching process consists on the inverse problem of estimating reservoir properties through matching simulated data to reservoir history, which are available in reservoirs that are operating for some time. In this work we present a study for the automatic history matching based in a two-phase (oil/water), two dimensional reservoir model. The rate of oil production and the pressure measured at the wells are taken as the history of the reservoir. In this work, we aim to estimate the permeability distribution of the reservoir. The history matching problem consists on minimizing an objective function that measures the mismatch between reservoir history and simulated data, which turns the problem into a nonlinear least square problem. In order to solve this problem the Gauss-Newton method was employed combined with the Truncated Singular Value Decomposition (TSVD) technique. The TSVD technique reduces considerably the number of parameters to estimate, reducing also the computational effort involved in solving the problem. In order to use the TSVD method in an effcient way it is necessary to have the derivative and the adjoint of the direct problem. The development of these tools was an important part of this work.

Orientador: Rosângela Barros Zanoni Lopes Moreno / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica / Made available in DSpace on 2018-08-25T19:13:12Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Cerna_CinthiaKellyQuispe_M.pdf: 4891576 bytes, checksum: 1e055010e701f9aed8364c71a0e68a06 (MD5) Previous issue date: 2014 / Resumo: O comportamento de um reservatório de gás e condensado durante a depleção é altamente complexo. Quando a pressão do reservatório cai abaixo da pressão de orvalho, forma-se um banco de condensado ao redor do poço, que afeta a produtividade do poço e a composição do fluido produzido. Dados experimentais e de campo evidenciam a existência de três regiões no sentido radial, desde a zona imediata ao poço até a zona mais afastada, com variação na saturação de condensado. A primeira região é aquela mais afastada do poço, onde a pressão de reservatório é maior que a pressão de orvalho, e não se tem presença de condensado. A segunda região caracteriza-se pela formação de duas fases no reservatório, embora o condensado ainda não seja móvel nesta região. Na terceira região, a saturação de condensado alcança uma saturação crítica e observa-se o início do escoamento de duas fases. O objetivo deste trabalho é caracterizar as regiões de escoamento no reservatório onde existe formação do banco de condensado e avaliar seu impacto na produtividade do poço. Adicionalmente, busca-se comparar as diferentes técnicas de avaliação deste tipo de reservatório. A análise foi baseada em dados obtidos durante a vida produtiva do poço com uso de ferramentas analíticas e numéricas. As análises dos testes transientes de pressão, em termos de pseudopressão monofásica e bifásica, foram desenvolvidas a partir de dados do período build up de dois testes de pressão utilizando o conhecimento de curvas de permeabilidade relativa. Em seguida, foi construído um modelo numérico de simulação composicional ajustado com os dados existentes dos fluidos e do reservatório, com a finalidade de modelar o comportamento do reservatório de gás condensado. A análise integrada permitiu validar os resultados e prever o comportamento do reservatório no futuro. Como resultados da avaliação foram identificadas as três regiões de escoamento, possibilitando comparar os resultados para permeabilidade, efeito de película e distribuição radial de saturação de condensado utilizando os diferentes métodos de análise. A contribuição deste trabalho reside na integração de análise de testes de poço e simulação numérica neste tipo de reservatório. Além disso, pode-se contribuir para uma melhor gestão do reservatório e procura de soluções para reduzir o efeito de condensação retrógrada / Abstract: The behavior of a gas condensate reservoir during depletion is highly complex. A bank of condensate is formed around the wellbore when the reservoir pressure drops below the dew-point pressure. As a result, the well productivity and the composition of the produced fluid are compromised. Experimental and field data have evidenced the existence of three regions in the radial direction from the zone immediately around to the wellbore to the farthest area, with variations in fluid saturations. In the first region, farthermost from the well, the reservoir pressure is higher than dew point pressure and there is no condensate drop-out. The second region is characterized by the formation of two phases in the reservoir, however the condensate is not mobile. In the third region, the condensate saturation reaches a critical saturation and is observed the beginning of the two-phase flow. This study aims to characterize the condensate bank of the reservoir where gas condensation occurs and to evaluate the condensate bank impact in the well productivity. Additionally, it seeks to compare the different techniques of evaluation of this reservoir type. The analysis was based on pressure data obtained during its productive life, through analytical and numerical tools. The analysis of pressure transient tests, in terms of single phase and two phase pseudo-pressure, were performed on build-up data using the knowledge of relative permeability curves. Further, a numerical compositional model was built and adjusted with the data of the reservoir and its fluids, with the purpose of modeling the behavior of a gas condensate reservoir. The integrated evaluation allowed us to validate the results and predict the behavior of the reservoir in the future. Based on the analysis, three flow regions were identified and it was possible to evaluate the difference on the results for effective permeability, formation damage and radial distribution of condensate saturation using different methods. The contribution of this work lies in integrating well test analysis and numerical simulation to evaluate this type of reservoir. Moreover, results can also contribute for a better reservoir management and as a base for finding solutions to reduce the effect of retrograde condensation / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestra em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Denis José Schiozer / Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-26T04:26:34Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Ferreira_CarlaJanaina_D.pdf: 10505037 bytes, checksum: df3394746ff67486b69af759c8682915 (MD5) Previous issue date: 2014 / Resumo: A produção de hidrocarbonetos é um negócio que envolve muitos riscos. As incertezas inerentes à produção estão relacionadas às incertezas no estado físico do reservatório e variáveis externas. A incerteza do reservatório pode ser reduzida conforme dados de produção e dinâmicos são adquiridos. A sísmica 4D (S4D) tem sido utilizada na indústria de petróleo, pois a integração de informação geofísica e de engenharia aumenta a capacidade preditiva da simulação de reservatórios. Entretanto, há questões técnicas que devem ser avaliadas antes de se iniciar um projeto de S4D. Vários estudos geofísicos usam o conceito de chance de sucesso para identificar os casos favoráveis onde são avaliados o levantamento sísmico e a magnitude das mudanças sísmicas. Porém, do ponto de vista de engenharia é importante avaliar o impacto da nova informação na operação do campo e o consequente benefício financeiro. A estimativa da chance de sucesso de um projeto de S4D é um desafio. Portanto, este trabalho apresenta uma metodologia que estima a chance de sucesso sob a perspectiva da engenharia de reservatórios. A metodologia foi desenvolvida em três fases. A primeira fase mostra que o erro de saturação de água pode ser utilizado para medir a melhora no entendimento da movimentação de fluidos no reservatório devido à aquisição da S4D. Além disso, mostra que o momento em que a sísmica 4D é adquirida impacta no valor da informação. Na segunda fase a metodologia para determinar o melhor momento para a aquisição da S4D é apresentada. O melhor momento é determinado avaliando o tempo para a chegada de água nos poços e as curvas de erro de saturação. Por fim, a metodologia para a estimativa da chance de sucesso é apresentada. A metodologia é um processo iterativo simples. A metodologia é composta por seis etapas, no qual algumas são bem estabelecidas na literatura. A tese incorpora a data que aquisição da sísmica 4D no processo e avalia a chance de sucesso por meio da variação do beneficio econômico ocasionado pelas incertezas do reservatório. A metodologia foi aplicada para um caso sintético para ilustrar o procedimento do cálculo do valor da informação e da probabilidade de sucesso / Abstract: Production of hydrocarbons is a high-risk business. The uncertainties inherent to production are related to the uncertainties in the physical state of the reservoir and external variables. Reservoir uncertainty can be reduced as new production and dynamic data become available. 4D seismic technology has been used in the petroleum industry because the integration of geophysics and engineering information increases the predictive capability of reservoir simulations. However, there are technical issues to be addressed before starting a 4D seismic project. Several geophysical studies use the chance of success concept to identify the favorable cases; evaluating the seismic survey and the magnitude of seismic changes. From the engineering point of view, it is important to evaluate the impact of new information on field operations and the consequent monetary benefit. The estimation of 4D seismic data chance of success before its acquisition is a challenge. Therefore, the thesis presents a methodology to estimate the chance of success of a 4D seismic project from the reservoir engineering perspective. The methodology was developed in three phases. The first phase shows that water saturation error can measure the improvement on the fluid behavior understanding due to 4D seismic data. Moreover, it shows that the time for 4D seismic data acquisition affects its value. The second phase presents the methodology to estimate the best time to acquire 4D seismic data. The best time estimation is determined by evaluating time for water breakthrough and the water saturation error curves. Finally, the chance of success methodology is presented. The methodology is simple and an iterative process. It is divided in six steps, in which some of them are well established in the literature. The thesis incorporates the date of 4D seismic data acquisition in the process and assesses the chance of success through the variation in the economic benefit caused by the reservoir uncertainties. The methodology was applied to a synthetic reservoir model, showing a procedure to estimate the expected value of information and the probability of success / Doutorado / Reservatórios e Gestão / Doutora em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientadores: Alexandre Campane Vidal, Alexandre Xavier Falcão / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-22T17:02:26Z (GMT). No. of bitstreams: 1 MingireanovFilho_Ivan_M.pdf: 33856245 bytes, checksum: 516137beeec348cf169f06272d16b0cb (MD5) Previous issue date: 2013 / Resumo: A caracterização de reservatórios é fundamental na construção do modelo geológico para a produção do campo. O melhoramento de técnicas matemáticas, que auxiliam a interpretação geológica, influencia diretamente o plano de desenvolvimento e gerenciamento dos poços. Nesse sentido, este trabalho utiliza uma aplicação inédita na caracterização de reservatórios da técnica de Transformada Imagem Floresta (Image Foresting Transform - IFT) em segmentação de imagens de rocha para a análise petrofísica. A técnica interpreta a imagem como um grafo, onde os pixels são os nós e os arcos são definidos por uma relação de adjacência entre os pixels. O custo de um caminho no grafo é determinado por uma função que depende das propriedades locais da imagem. As raízes da floresta surgem de um conjunto de pixels escolhidos como sementes e a IFT atribui um caminho de custo mínimo das sementes a cada pixel da imagem para gerar uma Floresta de Caminhos Ótimos (Optimum-Path Forest - OPF). Com isso, nas imagens de lâminas de arenito, os grãos são segmentados em relação ao poro e os grãos em contato são separados entre si. Com os resultados obtidos é possível o estudo da morfologia dos grãos e porosidade da amostra. O método consiste de dois processos principais, um totalmente automático para segmentar a imagem e outro que utiliza uma interface gráfica para permitir correções dos erros de classificação gerados pelo processo automático. A acurácia é medida comparando a imagem corrigida por interação do usuário com a segmentada automaticamente. Outra aplicação inédita apresentada no trabalho é a utilização do classificador supervisionado baseado em OPF para a classificação de dados de perfilagem geofísica do campo de Namorado / Abstract: The reservoir characterization is fundamental in the construction process of geological model for field production. The improvement of mathematical techniques that assist the geological interpretation, has a directly influence in the development plan and management of the wells. Accordingly, this study uses a novel application in reservoir characterization, Image Foresting Forest (IFT) technique to image segmentation of rock for petrophysical analysis. The IFT interprets an image as a graph, whose nodes are the image pixels, the arcs are defined by an adjacency relation between pixels, and the paths are valued by a connectivity function. The roots of forest are a set of pixels selected as seeds and the IFT assigns a minimum path-cost to each image pixel generation an Optimum-Path Forest (OPF). The result is a segmentation of grains from pore in sandstone thin section images and the separation of the touching grains automatically. This allows the study of grain morphology and sample porosity. The method consists of two major processes: first, a totally automatic image segmentation and second and user interaction to correct misclassified grains. The accuracy is computed comparing the corrected image by the user with the image segmented automatically. Another novel application presented in the work is the use of supervised classification based on OPF for classification of geophysical logging data from Campo de Namorado / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientadores: Denis José Schiozer, Célio Maschio / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-18T20:59:19Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Vasconcelos_DavidDennysonSousa_M.pdf: 1907776 bytes, checksum: f7eeb89b73385df9b024d60d9968b96e (MD5) Previous issue date: 2011 / Resumo: As incertezas geológicas influenciam diretamente a previsão de comportamento de reservatórios de petróleo, podendo, muitas vezes, tornar mais complexo o uso de ferramentas como simuladores de fluxo. A integração de técnicas de redução de incertezas e ajuste de histórico ganha um importante destaque neste processo, principalmente devido às limitações apresentadas pelas técnicas tradicionais de ajuste de histórico, sobretudo em campos com poucos dados de produção e maiores incertezas. O objetivo principal desse trabalho é obter um ajuste de histórico probabilístico a partir da redução das incertezas do modelo de reservatório. A proposta desse estudo é apresentar contribuições a uma metodologia existente, com o objetivo de possibilitar o tratamento de um elevado número de atributos incertos e aumentar a eficiência do processo. O método consiste em um procedimento dinâmico de calibração de propriedades do reservatório, utilizando dados observados e técnicas de amostragem. Os atributos considerados, discretizados em níveis de incertezas (com uma probabilidade associada), são submetidos a um processo de amostragem, com o método de Hipercubo Latino e, posteriormente combinados estatisticamente. Cada combinação entre níveis dos diferentes atributos resulta em um modelo de simulação e, após realizadas as simulações, novas probabilidades são estimadas, para cada nível, a partir de um procedimento que utiliza a diferença entre os dados observados e simulados, relativos a cada modelo. A qualidade do ajuste obtido pode ser avaliada a partir das curvas de incertezas, compostas por modelos representativos das probabilidades iniciais e finais de cada atributo e através dos indicadores propostos nesse trabalho, como variabilidade das probabilidades e afastamentos por poço. Os resultados obtidos indicam um método capaz de fornecer resultados confiáveis no processo de mitigação de incertezas, quando há dados de histórico disponíveis. O aumento na qualidade dos resultados com esse método, para as situações onde os atributos possuem mais níveis discretos que o convencional (normalmente são 3 níveis), depende do esforço computacional (em termos do número de simulações). Contudo, não há um aumento expressivo do número de simulações, como ocorre na técnica de árvore de derivação usada em trabalhos anteriores / Abstract: The geological uncertainties influence directly the prediction of reservoir behavior, making more complex the use of tools such as flow simulators. The integration between mitigation uncertainties techniques and history matching gains an important emphasis in this process, mainly due to the limitations presented by history matching traditional techniques, especially in areas with little observed data and greater uncertainties. The main objective of this work is to set a probabilistic history matching from the mitigation of reservoir uncertainty. The purpose of this study is to provide input to an existing methodology, in order to allow treatment of a large number of uncertain attributes and increase process efficiency. The method involves a dynamic procedure of global and local calibration of the geological model, using observed data and sampling techniques. The considered attributes, discretized into uncertainty levels (with an associated probability), are undergoing a sampling process, with Latin Hypercube method and then statistically combined. Each combination among levels of different attributes results in a complete simulation model, and after the simulations are performed, new probabilities are estimated for each level, from a procedure that uses the difference between observed and simulated data for each model. The quality of the history matching process can be evaluated from the uncertainty curves, composed of representative models of initial and final probabilities of each attribute, and using the indicators proposed in this work, as probabilities variability and the difference between observed and simulated data by well. The results obtained with this methodology indicate a tool capable of providing reliable results in the uncertainty mitigation process, when there is observed data available. The increase in quality of results with this method, for situations where the attributes has a number of discrete levels higher than the conventional technique (3 levels) depends on the computational effort (in terms of simulations number), but without the significant increase in the simulations number, as in the derivation tree technique used in previous works / 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 / Made available in DSpace on 2018-08-19T21:21:13Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Silva_LucianadosSantos_M.pdf: 12675920 bytes, checksum: 63532a17aa12aa538936a8b7e2f0b435 (MD5) Previous issue date: 2011 / Resumo: A grande quantidade de incertezas presente na modelagem de reservatórios gera riscos na previsão de comportamento de um campo de petróleo. Assim, torna-se imprescindível o ajuste de histórico, que é a calibração do modelo de simulação do reservatório com os dados dinâmicos observados, aproximando o modelo da realidade e gerando previsões mais confiáveis. Diversas metodologias surgiram para integrar a análise de incertezas com o ajuste de histórico, mas devido à complexidade do processo, algumas delas só se aplicam a casos simples. A proposta deste trabalho é aplicar os métodos desenvolvidos por Moura Filho (2006), Becerra (2007) e Maschio et al. (2010) em um caso complexo sintético, similar a um modelo real de um reservatório de petróleo e avaliá-los para propor melhorias na metodologia. A técnica consiste em utilizar as diferenças entre os dados de produção observados e os simulados para reduzir as incertezas do reservatório, calculando as probabilidades dos níveis dos parâmetros incertos. Para isso, os atributos incertos são discretizados em três níveis e é feita uma análise de sensibilidade para escolher os atributos críticos, os quais são combinados através da árvore de derivação para gerar os diferentes modelos de simulação. Com os dados históricos (medidos) e simulados destes modelos, é feita a redistribuição das probabilidades dos níveis utilizando e comparando dois métodos: o de Moura Filho e Becerra (Método 1) e o de Maschio et al. (Método 2). Os resultados deles não mostraram boa eficiência na redução das incertezas para o caso estudado, pois as curvas continuaram muito espalhadas com relação ao histórico. Sendo assim, foram criados o Método 3, utilizando as melhores práticas da formulação dos dois estudados com o objetivo de tornar a metodologia mais robusta para uso em casos reais, e o Método 4, que é uma reaplicação do Método 3 após a redefinição dos valores dos níveis dos atributos. Uma comparação dos resultados dos quatro métodos mostra a evolução da redução das incertezas. Além disso, consegue-se diminuir a dispersão dos modelos representativos, centralizando-os com relação ao histórico de produção, o que permite uma melhor previsão de produção e maior confiabilidade na análise de risco de projetos futuros / Abstract: The large amount of uncertainties in reservoir modeling increases petroleum production forecast risks. Therefore, the history matching, which refines the simulation model to closely reproduce production data, is a vital procedure once it approximates numerical models to reality providing reliable predictions. Many methodologies were developed to integrate uncertainty analysis and history matching in order to mitigate the reservoir uncertainties by using the observed data, but due to the process complexity, some of them are applicable only in simple cases. In this context, the present work aims to evaluate the application of existing methods, developed by Moura Filho (2006), Becerra (2007) and Maschio et al. (2010), in a synthetic complex model (i.e. similar to a real field) and propose new methods with some improvements to be applied in real cases of the petroleum industry. The main characteristic of these methods is the use of differences between observed and simulated data to recalculate the probabilities distribution of uncertain parameters with the purpose of reducing reservoir uncertainties. To apply the methods, the uncertainty attributes are discretized in three levels and a sensibility analysis is done to select the critical attributes, which are combined by a derivative tree generating different simulation models. With history and simulated data of these models, the redistribution of occurrence probabilities is made with different formulas: Moura Filho e Becerra (Method 1) and Maschio et al. (Method 2). These two methods are compared and their results don't show good efficiency in uncertainty reduction of the studied case, because the final curves remain widely scattered around history data. Then, two methods are proposed, Method 3, which combines the best practices of the two reviewed ones, making it robust to be used in real cases with a great number of wells and production functions to be adjusted such as water production and pressure. The second proposed one, Method 4, is a reapplication of the third method with a redefinition of attribute values in order to refine the results. A comparison of the results of the four methods shows an evolution in the uncertainty reduction. Besides that, there is a decrease in the dispersion of the representative curves, which are centralized around the history data, providing a better production forecast and greater reliability in risk analysis of future projects / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientadores: Alexandre Campane Vidal, Emilson Pereira Leite / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-19T23:10:44Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Kuroda_MichelleChaves_M.pdf: 6122249 bytes, checksum: a01bbebfadb01e55531df051be7c9e44 (MD5) Previous issue date: 2012 / Resumo: A caracterização de reservatórios é um trabalho complexo, que envolve muitas variáveis com informações em diferentes escalas. Para minimizar incertezas, este trabalho propõe a utilização de redes neurais artificiais, algoritmo computacional inspirado no funcionamento cerebral que mapeia, agrupa e prevê informações a partir de reconhecimento de padrões supervisionados ou não. Neste trabalho foram aplicados dois métodos: Mapas Auto-Organizáveis e Backpropagation. O objetivo da aplicação da ferramenta é o melhor entendimento dos reservatórios estudados, a partir da identificação litológica e previsão de características petrofísicas em dados de poços e a melhoria de visualização sísmica realizada a partir do estudo de multiatributos sísmicos. Através dos resultados é possível delimitar a geometria dos reservatórios possibilitando ajustes e tomadas de decisões que aperfeiçoam o processo de exploração. Com este propósito foram analisados duas áreas de estudo: a bacia de Taubaté localizada na porção leste do estado de São Paulo, que ocupa uma área aproximada de 2400 km², estendendo-se ao longo do Vale do Rio Paraíba, desde Jacareí até a cidade de Cruzeiro; e o campo de Namorado, na bacia de Campos, localizado na parte central norte na zona de acumulação de hidrocarbonetos da Bacia de Campos, a 80 km da costa. Na bacia de Taubaté foram realizados estudos de caracterização de eletrofácies em dados de perfis de poços, posteriormente utilizados no ajuste da análise sísmica das linhas 2D da mesma bacia. No campo de Namorado foram estudadas as fácies reservatório e possíveis reservatórios para identificação e classificação de qualidade, além da predição de permeabilidade nos intervalos de reservatório / Abstract: The reservoir characterization is complex, involving many variables with information on different scales. To minimize uncertainties, this paper proposes the use of artificial neural networks, computational algorithm inspired on the brain function, which maps, groups, and provides information based on supervised pattern recognition or not. In this work we applied two methods: Self-Organizing Maps, and Backpropagation. The purpose of the application of the tool is a better understanding of the reservoirs, by identifying lithologic and predicting of petrophysical characteristics on data from well logs and improving seismic preview done from the multi-attribute seismic study. Through the results it is possible to define the boundaries of reservoirs, allowing adjustments and making decisions that enhance the exploration process. For this purpose we analyzed two study areas: the Taubaté basin located in the southeastern portion of the São Paulo state, encompasses an area of approximately 2400 km², stretching along the Paraíba River Valley, from Jacareí to the Cruzeiro city; and Namorado field in the Campos Basin, located in the central zone of hydrocarbon accumulation in the Campos Basin, 80 km from the coast. In Taubaté basin the studies have been performed on well log characterization, they were used to adjust the seismic analysis of 2D lines in the same basin, through multi-attributes analysis. In Namorado field the facies of reservoir and possible reservoir were studied for identify e classify the rock types, besides to predict the permeability in reservoir intervals / Mestrado / Geologia e Recursos Naturais / Mestre em Geociências

Orientador: Alexandre Campane Vidal / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-21T21:03:15Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Passarella_CamilaAndrade_M.pdf: 16521657 bytes, checksum: aab7953ccc8c81c5bbe65ebc4282e561 (MD5) Previous issue date: 2012 / Resumo: O presente trabalho foi direcionado para a caracterização e modelagem geológica do reservatório turbidítico do Campo de Namorado. Visto que os depósitos de hidrocarbonetos formaram-se a partir de processos sedimentares e tectônicos complexos que atuaram durante milhões de anos nas bacias e que as informações obtidas destes depósitos são bastante restritas, tornou-se consensual a idéia de que a integração de metodologias e ferramentas possibilita a melhor compreensão dos reservatórios e de suas heterogeneidades. Neste trabalho optou-se por integrar os dados oriundos da geofísica de perfis de poços e dos testemunhos, através dos métodos geoestatísticos de modelagem estocástica com o intuito de gerar modelos equiprováveis do Campo de Namorado que auxiliarão no entendimento da distribuição das principais unidades do reservatório que influenciam na estimativa do volume de óleo. A análise faciológica teve como enfoque os métodos qualitativo, apoiado na descrição das 29 litofácies descritas nos testemunhos, e quantitativo, baseado nas análises dos perfis geofísicos de 54 poços. Com base nesta correlação rocha-perfil, as fácies arenito, arenito argiloso, carbonato e folhelho foram definidos como sendo os prováveis litotipos presentes no reservatório. Para a modelagem geológica e estrutural do Campo de Namorado todos os dados disponíveis foram tratados com o auxílio de um software de modelagem de reservatórios. As etapas de trabalho foram: delimitação de topo e base dos 54 poços do reservatório; interpretação dos três ciclos deposicionais; identificação das falhas; e, por fim, geração de um grid 3D que servirá como base para a realização das modelagens estocásticas subseqüentes. Com a aplicação do método estocástico de simulação seqüencial de indicatriz, foi definida a distribuição espacial das fácies. As propriedades de porosidade efetiva e saturação de água, relacionadas a cada litotipo, foram modeladas a partir da técnica de simulação gaussiana seqüencial. A definição destes parâmetros possibilitou a obtenção do volume de óleo in situ do Campo de Namorado. Como resultados finais foram obtidos vários modelos equiprováveis que representam toda a estrutura do reservatório e possibilitam a quantificação da incerteza associada à estimativa do volume de óleo / Abstract: This work focused the geologic characterization and modeling of the Namorado Oil Field. Sedimentary and tectonic complex processes formed the hydrocarbon deposits for millions of years in the basins, but the information obtained from these deposits is very narrow. In this matter, the opportunity to study the integration of methodologies and tools enables a better understanding of the reservoirs and their heterogeneity. This work integrates the data derived from well logs and cores by the geostatistical methods of stochastic modeling to generate equiprobable models of the Namorado Oil Field, which will assist in the understanding of the distribution of the main reservoir units that influence in the oil volume estimation. The faces analysis used the qualitative method, based on the description of 29 lithofacies described in the cores, and the quantitative method, supported by the well log analysis of 54 wells. Based on this correlation between logs and rocks, was defined as probable reservoir litotypes the faces sandstone, shaly sandstone, carbonate and shale. For the geologic and structural modeling of the Namorado Oil Field all the available data were processed with the aid of a reservoir modeling software. The steps of the work were: delimitation of the top and bottom of the 54 reservoir wells; the interpretation of the three depositional cycles; the identification of failures; and, finally, the generation of a 3D grid for the base of the stochastic modeling. The application of the stochastic method of sequential indicator simulation defined the spatial distribution of the faces. In the other hand, the properties of effective porosity and water saturation related to each lithotype were modeled using the technique of sequential Gaussian simulation. The definition of these parameters allowed the oil volume estimation of the Namorado Oil Field. As a final result, several equiprobable models were obtained representing the entire structure of the reservoir and allowing the uncertainty quantification associated with oil volume computation / 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 2018-08-21T00:33:54Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Botechia_ViniciusEduardo_M.pdf: 3473295 bytes, checksum: 288cc56a7d5a789358ce2ca356f3a7e6 (MD5) Previous issue date: 2012 / Resumo: A seleção de uma estratégia de produção em campos de petróleo no início do desenvolvimento é uma tarefa bastante complexa, devido à grande quantidade de variáveis e incertezas envolvidas, bem como à grande quantidade de alternativas possíveis. A solução do problema depende das características geológicas do reservatório e do sistema de produção do campo. Em campos heterogêneos, a complexidade do problema aumenta, já que a quantidade de atributos incertos na caracterização destes campos é maior, aumentando os riscos envolvidos. A maioria dos trabalhos que visa selecionar estratégias de produção leva em consideração somente os indicadores de campo no processo, não aproveitando informações importantes sobre o comportamento dos poços nos cenários incertos, que é diferente para cada cenário considerado. Dessa forma, este trabalho busca tornar o processo de otimização mais eficiente e dar maior confiabilidade às soluções encontradas através da análise do comportamento dos poços nos diversos cenários. Utiliza-se o conceito de modelos representativos para considerar as incertezas envolvidas e realizar a análise, através de um cruzamento de dados entre esses modelos. Além disso, são feitas comparações entre indicadores econômicos específicos para os poços. Os resultados sugerem que através destas análises é possível obter novas alternativas na seleção da estratégia de produção, aumentando o retorno monetário médio ou diminuindo o risco associado a determinadas opções de estratégias / Abstract: The selection of a production strategy in oil fields in early development phase is a complex task due to many variables and uncertainties involved and the large number of possible alternatives. The solution depends on the geological characteristics of the reservoir and the production system. In heterogeneous fields, the complexity of the problem increases since the number of uncertain attributes in the characterization of these fields is higher, thus increasing the risks involved. Most studies that aim at selecting production strategies take into account only the field indicators in the process, not considering important information of the behavior of the wells in uncertain scenarios which is different for each scenario. Thus, this project seeks to make the optimization process more efficient and robust by analyzing the behavior of wells in various scenarios. The methodology uses the concept of representative models to consider the uncertainties involved and to perform the analysis through a crossing of data between these models. Furthermore, some well economic indicators are compared. The results suggest that through these analyzes is possible to obtain new alternatives in the selection of production strategy, increasing the average return or decreasing the risk associated with some options of strategies / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Made available in DSpace on 2014-06-12T18:03:41Z (GMT). No. of bitstreams: 2 arquivo2595_1.pdf: 7067862 bytes, checksum: d8b2739edf25b2ffdf6cd4019ac4c55e (MD5) license.txt: 1748 bytes, checksum: 8a4605be74aa9ea9d79846c1fba20a33 (MD5) Previous issue date: 2003 / Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis / O estudo apresentado demonstra a análise e interpretação estratigráfica de afloramentos na região de Nazaré do Piauí e Floriano, oeste do Estado do Piauí. Foram escolhidos afloramentos representativos do Período Devoniano da Bacia do Parnaíba como subsídio de analogias para o entendimento de possíveis rochas-reservatório de hidrocarbonetos. Foram estudados quatro afloramentos localizados na região central e oeste do Estado do Piauí, geologicamente inseridos na borda sudeste da Bacia do Parnaíba. Os quatro afloramentos selecionados mostram as características de estratos carboníferos do Grupo Canindé. As seqüências sedimentares aflorantes confirmam a existência de dois ciclos sedimentares distintos ocorridos na bacia, comandados por variações de níveis eustáticos de um mar interior: uma seqüência devoniana e uma seqüência devoniano-eocarbonífera. A seqüência devoniana está representada pela Formação Cabeças, depositada em ambiente transicional de frente deltaica proximal, dominado por fácies canalizadas e sigmoidais. A seqüência devoniano-eocarbonífera compõe uma mesma sucessão deposicional de plataforma marinha rasa flúvio-deltaica, onde as fácies mais proximais pertencem à Formação Poti e, as mais distais, à Formação Longá. A Formação Poti foi depositada sob sistema fluvial meandrante em extensa planície de inundação com certa influência marinha e de tempestades. No estudo faciológico realizado entre o topo da Formação Longá e a base da Formação Poti identificaram-se 8 litofácies e 2 associações de fácies. Os litotipos identificados incluem arenitos médios a muito finos, siltitos arenosos, siltitos e folhelhos, geralmente de composição sub-arcoseana e/ou pelítica. Tais litofácies pertencem a uma sucessão deposicional regressiva, que está representada pelas rochas do topo da Formação Longá e a base da Formação Poti. As litofácies descritas foram: arenito fino com estratificação cruzada festonada (Af), arenito muito fino com estratificação cruzada hummocky (Ah), arenito fino e folhelho com estratificação cruzada hummocky (AFh), arenito com estratificação ondulada (Acr), arenito e siltito arenoso com laminação cruzada clino-ascendente (AScr), folhelho intercalado com arenito fino com estratificação plano paralela (FAp), folhelho intercalado com siltito com acamamento ondulado wavy (FSw) e siltito intercalado com arenito fino com estratificação plano paralela (SAp). . A seqüência devoniano-eocarbonífera apresenta um intervalo transgressivo corresponde à metade inferior da Formação Longá e é formado por duas parasseqüências que representam sistemas deposicionais de plataformas dominadas por tempestades. O intervalo regressivo corresponde à Formação Poti, onde são individualizados dois conjuntos de parasseqüências. Os depósitos da base da Formação Poti e do topo da Formação Longá são produtos de processos tempestíticos com influência deltaica subordinada. Estes depósitos integram um sistema transicional de mar raso com ação de processos de desaceleração de fluxos oscilatórios, proveniente do continente