Dissertations / Theses on the topic 'Petroleum; Drilling; Oil'

This is the first academic study of well costs and drilling times for Australia???s petroleum producing basins, both onshore and offshore. I analyse a substantial database of well times and costs sourced from government databases, industry and over 400 recent well completion reports. Three well phases are studied - Pre-Spud, Drilling and Completion. Relationships between well cost factors are considered, including phase time, phase cost, daily cost, rig day rate, well depth, basin, rig type, water depth, well direction, well objective (e.g. exploration), and type of completion (P&A or producer). Times and costs are analysed using scatter plots, frequency distributions, correlation and regression analyses. Drilling times are analysed for the period 1980 to 2004. Well time and variability in well time tend to increase exponentially with well depth. Technical Limits are defined for both onshore and offshore drilling times to indicate best performance. Well costs are analysed for the period 1996 to 2004. Well costs were relatively stable for this period. Long term increases in daily costs were offset to some extent by reductions in drilling times. Onshore regions studied include the Cooper/Eromanga, Surat/Bowen, Otway and Perth Basins. Offshore regions studied include the Carnarvon Basin shallow and deepwater, the Timor Sea and Victorian Basins. Correlations between regional well cost and well depth are usually high. Well costs are estimated based on well location, well depth, daily costs and type of completion. In 2003, the cost of exploration wells in Australia ranged from A$100,000 for shallow coal seam gas wells in the Surat/Bowen Basins to over A$50 million for the deepwater well Gnarlyknots-1 in the Great Australian Bight. Future well costs are expected to be substantially higher for some regions. This study proposes methods to index historical daily costs to future rig day rates as a means for estimating future well costs. Regional well cost models are particularly useful for the economic evaluation of CO2 storage sites which will require substantial numbers of petroleum-type wells.

Orientadores: Celso Kazuyuki Morooka, Jose Ricardo Pelaquim Mendes, Kazuo Miura
Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica, Instituto de Geociências
Made available in DSpace on 2018-08-15T22:58:32Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Chipindu_NjaloSocratesChipongue_M.pdf: 4694196 bytes, checksum: 6b99e27328776d4bdf9d03833efef6f0 (MD5) Previous issue date: 2010
Resumo: Os problemas na perfuração de poços de petróleo são responsáveis pela maior parte dos tempos não produtivos, elevando assim os custos diários das operações. Portanto, o estudo e o entendimento destes problemas contribuirá para a otimização da perfuração, melhorando assim as práticas ou mitigando os efeitos severos das anormalidades. O presente trabalho apresenta três procedimentos para identificação das causas dos problemas que poderão auxiliar o jovem profissional a caracterizar os mais variados problemas que ocorrem durante a perfuração de um poço. Neste escopo são abordadas apenas as ocorrências pré-classificadas como dificuldade de manobra, dificuldade de avanço, e prisão. O estudo usa dados dos boletins diários de perfuração dos poços, dados de mudlogging, dados obtidos por ferramentas de monitoramento contínuo da perfuração e outros dados como o fluido utilizado, a configuração da composição de fundo, o desgaste de broca, o gráfico do caliper, litologia e trajetória do poço. A caracterização dos problemas é feita mediante a identificação e associação de eventos que levam a formular hipóteses das prováveis causas dos problemas. Dois grupos de pesquisa (Unicamp e Genesis do Brasil) em engenharia de poço implementaram separadamente os procedimentos propostos. Os resultados foram coincidentes para a maioria trechos de poços marítimos de desenvolvimento analisados, o que atesta a eficácia dos procedimentos diagnósticos. Este estudo é importante para indústria, pois pode maximizar a eficiência na perfuração, através da minimização e/ou eliminação dos tempos não produtivos, responsáveis por avultadas perdas econômicas, além de permitir tornar mais robustas as ferramentas de acompanhamento, em tempo real, das operações de perfuração, na tomada de decisões e na melhoria do processo de planejamento de poço
Abstract: Drilling problems are accountable for the majority of the non productive times in the industry raising the daily operations costs. Therefore, the study and understanding of the problems will contribute to the drilling optimization, improving the practices or by mitigating their severe effects. The present work presents three procedures for identification of causes of drilling problems which can help the young professionals to characterize a wide range of problems that occur while drilling an oil well. In this scope they are studied only the problems pre-classified by occurrence as: problems in tripping, problem in drilling ahead and stuck pipe. The study uses data from the daily drilling reports, mudlogging data, on time monitoring tools data and mud data, Bottom Hole Assembly composition, bit wear report, caliper data, litology and well trajectory. The characterization of the problems is made by identification and association of the events that lead to formulate the hypotheses of the probable causes of the problems. Two research groups (Unicamp and Genesis do Brasil) in well engineering implemented separately the three proposed procedures. The results were coincident for the majority of the analyzed intervals of offshore development wells, demonstrating the efficacy of the proposed procedures. This work is important to the industry since it leads to the drilling efficiency maximization by minimization and/or elimination non productive times that are the main responsible for economic losses, beside the fact that these findings can be used to boost the capacity of the monitoring and logging tools as well as to support the on time decision making and to improve well planning process
Mestrado
Explotação
Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientadores: José Ricardo Pelaquim Mendes, Kazuo Miura
Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências
Made available in DSpace on 2018-08-19T05:58:26Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Ifekaibeya_WalterNkemjika_M.pdf: 2900574 bytes, checksum: e8d362a13403f80acfb2bf870662e5fd (MD5) Previous issue date: 2011
Resumo: Na área de petróleo & gás, devido aos altos custos das sondas utilizados nas atividades de perfuração no mar, o aumento da velocidade de execução das operações torna-se imprescindível. A necessidade de se reduzir esses altos custos tem feito com que empresas de perfuração busquem métodos que permitam alcançar o objetivo almejado. Uma dessas formas é o aumento da taxa de penetração (ROP) da broca. Contudo, segundo pesquisas, os efeitos obtidos através dessa prática nem sempre tem resultado na redução dos custos operacionais. Embora pertinente essa constatação, não foram desenvolvidos estudos que pudessem dizer a real influência da taxa de penetração da broca sobre os custos de construção de poços. Essa deficiência motivou o desenvolvimento desta dissertação, que possui como objetivo estudar a influência da taxa de penetração da broca sobre os custos de construção de poços utilizando informações obtidas através da análise da análise de Boletins Diário de Perfuração, dados de mudlogging, entre outros. Para facilitar a avaliação desenvolveu-se um novo parâmetro de análise baseado no tradicional e difundido custo métrico da broca
Abstract: In the field of oil and gas, due to the high costs of rigs used in drilling activities, increasing the speed of operations execution becomes essential. The need to reduce these costs has made drilling companies seek methods to achieve the desired objective. One of those ways is to increase the rate of penetration (ROP) of the bit. However, according to surveys, the outcomes achieved through this practice have not always result in lower operating costs. Although relevant, studies that could tell the real influence of bit's penetration on the costs of well construction were not developed. This deficiency has motivated the development of this dissertation, which has as objective to study the influence of penetration rates on the well construction costs by using information obtained from daily drilling reports analysis, mudlogging data, among others. To facilitate the evaluation influence of bit's penetration on the costs of well construction has developed a new parameter of analysis based on the traditional and popular cost per foot
Mestrado
Explotação
Mestre em Engenharia Mecânica

Orientador: José Ricardo Pelaquim Mendes
Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências
Made available in DSpace on 2018-08-22T11:39:24Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Salmazo_Eduardo_M.pdf: 7818535 bytes, checksum: a2f7369fd589c6f6e85ce6c997e8c112 (MD5) Previous issue date: 2013
Resumo: Neste trabalho discute-se os desafios associados à atividade de perfuração de poços de petróleo através de formações afetadas pela presença de domos salinos. Domos salinos podem induzir grandes tensões nas formações subjacentes e adjacentes, impondo a necessidade de um planejamento específico para a perfuração e manutenção de poços de petróleo. Durante a perfuração, em frente à zonda de sal, há relatos de problemas de aprisionamento de coluna, dissolução de sal no fluido de perfuração, ocasionando a formação de batentes mecânicos e cavernas. Há ainda, nas formações que rodeiam um domo salino, devido à alterações no campo de tensões, problemas de instabilidade nas paredes do poço aberto e formação de zonas anormalmente prossurizadas. Após o revestimento do poço, há casos de colapso do revestimento. Para prever e mitigar os riscos associados à essa atividade é de fundamental importância o entendimento dos fenômenos físicos que o ocasionam. Com essa finalidade, foi feito um estudo à respeito de tais mecanismo físicos como fluência e instabilidade hidrodinâmica, mais especificamente a instabilidade de Rayleigh-Taylor. Desenvolveu-se, a partir de tal estudo, um modelo analítico para prever o desenvolvimento de um domo salino e discutiu-se a forma como este pode interferir em parâmetros importantes para a atividade de perfuração como, por exemplo, o campo de tensões nas formações adjacentes às camadas de sal
Abstract: In this present work are discussed the challenges associated with the drilling activities in oil wells through formations affected by the presence of salt domes. This geological structures can induce large stresses in the underlaying and adjacent formations, imposing the necessity of specific planning for drilling and maintenance of such oil wells. During drilling, facing the salt, there are reports of problems of stuck pipe, salt dissolution, forming mechanical stops and caves. There are still, in formations around a salt dome, due changes in the stress field, problems of well instability and abnormally pressure zones. After casing, there are cases of case collapse. To prevent and mitigate risks associated to this activity, is crucial understand the physical phenomena behind it. With such finality, was made an study related with such physical mechanisms, such hydrodynamic instability, specifically the Rayleigh-Taylor instability. Was developed, from this study, an analytical model to predict the salt dome development and was discussed the way such it can interfer in important paramenters related to the drilling activity as, for exemple, the tension field in the formation around the salt dome
Mestrado
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Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

The master's thesis contains 97 pages, 29 tables, 33 figures and 43 sources of literature. The paper presents a study on increasing the efficiency of the power supply of remote offshore oil and gas facilities through the use of horizontal-axial tidal stream turbines. A general theoretical description of floating semi-submersible drilling rigs and a more detailed description of semi-submersible drilling unit 6000/200 type "Shelf" are presented. A theoretical description of various devices that transform the kinetic energy of water into electric power is also presented, and horizontal-axial tidal stream turbines are considered in more detail. The technical calculation for determining the parameters of turbines is carried out. The calculation was used for the case where one or several turbines are used. Economic analysis was carried out with different indicators, namely: the price of diesel fuel, the price of equipment, the load factor of hydro generators, the discount rate and the productivity of the drilling unit. An analysis of the reduction of carbon dioxide emissions was also carried out. Conclusions were presented on the effectiveness of the introduction of this method of energy supply.
Magisteruppsatsen innehåller 97 sidor, 29 tabeller, 33 figurer och 43 litteraturkällor. I papperet presenteras en studie om att effektiviteten i kraftförsörjningen av avlägsna offshore olje- och gasanläggningar ökar genom användning av horisontella axiella tidvattenströmsturbiner. En generell teoretisk beskrivning av flytande halvdämpbara borriggar och en mer detaljerad beskrivning av semi-submersible borrningsenhet 6000/200 typ "Hylla" presenteras. En teoretisk beskrivning av olika anordningar som omvandlar den kinetiska energin hos vatten till elkraft presenteras också, och horisontella axiella tidvattenströmsturbiner behandlas mer detaljerat. Den tekniska beräkningen för att bestämma parametrarna för turbiner utförs. Beräkningen användes för det fall där en eller flera turbiner används. Ekonomisk analys utfördes med olika indikatorer, nämligen: priset på dieselbränsle, priset på utrustning, belastningsfaktorn för hydrageneratorer, diskonteringsräntan och borrningens produktivitet. En analys av minskningen av koldioxidutsläpp gjordes också. Slutsatser presenterades om effektiviteten av införandet av denna metod för energiförsörjning.

Orientador: Celso Kazuyuki Morooka
Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências
Made available in DSpace on 2018-08-22T07:36:07Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Filardo_JuarezGuaraci_M.pdf: 9792292 bytes, checksum: fc41bb8bdaac74a7d5124bbc10c3f37b (MD5) Previous issue date: 2012
Resumo: Este trabalho apresenta a solução para o problema das empresas de petróleo em determinar os quantitativos ótimos de recursos materiais a serem adquiridos para a construção dos poços de petróleo num ambiente de risco, assegurando o cumprimento das metas plurianuais da empresa. Para isto foi necessário gerar vários cenários de demanda pelos materiais através da simulação estocástica do portfólio, pesquisar os mais variados modelos de inventário para entender o dinamismo existente no processo de levantamento de demanda dos materiais até o seu emprego nos poços, possibilitar representar estes fluxos matematicamente por uma função objetivo com termos de receita e de custos destoando dos processos usuais de tomada de decisão que consideram apenas os custos de aquisição; otimizar a função objetivo característica de cada cenário através do método dos algoritmos genéticos para permitir uma flexibilização no uso de modelos mais complexos de representação da demanda, e no final obter uma função multivariada conjunta construída com o auxílio do método das cópulas a qual o tomador de decisão fará o seu julgamento. O processo acima permitiu construir uma metodologia cuja robustez foi testada para um caso prático de definição do quantitativo ótimo de revestimentos de perfuração a ser adquirido para um portfólio de poços constituído por 596 poços marítimos brasileiros em atividades de perfuração, completação, e restauração, e 60 sondas de perfuração com trabalhos simultâneos, intervalo de planejamento de um ano e poços possuindo as mesmas características de projeto do pré-sal. A decisão sobre o quantitativo ideal conforme o risco da empresa foi conseguido facilmente analisando-se as curvas de nível da função multivariada conjunta, que para o caso prático do pré-sal e considerando confiança nos dados de 73%, o quantitativo de revestimento ótimo foi de 140.000 m, caso fosse analisado sem considerar os riscos o quantitativo seria de 145.000 m, indicando que o tomador de decisão tradicional foi conservador e tenderia encarecer o processo. Outra conclusão importante foi que os pontos ótimos situaram-se num intervalo de tempo anterior ao do final do planejamento indicando ter sido vantajoso admitir a falta do revestimento e não construir o poço a partir deste ponto, o que possibilitou também verificar o quão consistente foi o sequenciamento dos poços do portfólio
Abstract: This thesis presents a solution for the problem of oil companies to determine the optimal quantity of material resources to be acquired for the construction of oil wells in a risky environment and assuring the company multiannual goals. In order to achieve that it was necessary to generate various scenarios of materials demand by stochastic simulation of the portfolio, researching the most varied inventory models to understand the existing dynamics in the process of raising materials demand up to their use in the wells, and make possible the representation of these flows mathematically by an objective function in terms of revenue and costs, diverging from the usual decision making processes that consider only the acquisition costs . The characteristic objective function of each scene was optimized by the genetic algorithms method to allow greater flexibility in the use of more complex models to represent the demand by the end of the process is obtained a joint multivariate function built with the aid of the method of copulas and whose decision maker will make their judgment. The above process allowed us to provide a methodology whose robustness has been tested for a practical case of defining the optimum quantity of drilling casings to be acquired for a wells portfolio, consisting of 596 wells in Brazilian offshore drilling, completion, and restore and 60 drilling rigs with simultaneous work, one year for range of planning and wells having the same design features of the sub-salt environment. The decision about the ideal amount considering the company's risk was easily accomplished by analyzing the joint multivariate function contour, to the studied practical case and considering 73% of confidence in the data, the optimum quantity was 140,000 m, if analyzed without considering the risks the quantity would be 145,000 m, indicating that the decision maker was traditionally conservative and would tend to become the process more expensive. Another important conclusion was that the optimal points were located in a time prior to the end of the plan, indicating it was advantageous to allow the lack of the casing and not to build the well from that point, it also allowed to check how consistent the wells portfolio scheduling was
Mestrado
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Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

The need for energy and the associated economic benefits from the oil and gas deposits found mainly in the Niger Delta region of Nigeria necessitated the exploration and exploitation activities being carried out by the oil and gas Companies. However, these exploration and exploitation activities due to their unpredictable nature have a huge potential for environmental pollution as been experienced in the form of oil spills, gas flaring, irresponsible disposal of waste and several other activities that have resulted in the environmental degradation of the Niger Delta region. In the light of these, the Federal Government of Nigeria having experienced the consequences of pollution of the environment during the Koko Toxic Waste Dump incident in the then Bendel State in 1987 established a regulatory body tasked with the responsibility of harmonizing the economic interest from the oil and gas exploration and exploitation activities with the sustainability of the natural environment by developing well structured and articulated policies aimed at guiding the operations of the oil and gas operators, track their compliance and administer appropriate punitive measures for non compliance. However, this research work which is aimed at evaluating the impact of the environmental protection policies in upstream oil and gas activities in the Niger Delta region, involved the use of questionnaires and interviews. These questionnaires were completed by the management and staff of three major oil and gas companies operating within the area, the Department of Petroleum Resources and members of the Host communities. The interview was carried out to provide relevant feedback on their assessment of the impact made by the environmental protection policies on the upstream oil and gas activities in their operational areas/host communities. The study however concluded that “Although there is a regulatory body tasked with the responsibility to develop, implement and track compliance of the environmental protection policies in the upstream oil industry, the body is ineffective and as such the impact of the environmental protection policies is inadequate. Appropriate informed recommendations on the improvement strategies to the identified gaps that resulted in the unfavorable conditions were also provided.
Thesis (M.Ing. (Development and Management Engineering))--North-West University, Potchefstroom Campus, 2011

Orientador: Paulo Roberto Ribeiro
Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia de Campinas e Instituto de Geociências
Made available in DSpace on 2018-08-16T17:51:26Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Kim_NiloRicardo_D.pdf: 2190309 bytes, checksum: 800a179162b994dcdbb3d67d40a0605a (MD5) Previous issue date: 2010
Resumo: Durante uma perfuração convencional, a pressão dentro do poço deve ser sempre maior do que a pressão de poros do reservatório, sob pena da possibilidade de haver um kick, que é a invasão indesejada de fluidos da formação para o poço. Procedimentos inadequados durante a circulação do influxo para fora do poço podem levar a um blowout, ou seja, uma erupção descontrolada dos fluidos da formação. Condições especiais encontradas em águas profundas e ultraprofundas, cenários onde as grandes reservas brasileiras de óleo e gás estão localizadas, demandam o uso de fluidos de perfuração de base sintética devido a características técnicas como baixa toxicidade, alta lubricidade e pouca interação com a formação. Por outro lado, o gás do reservatório se dissolve no fluido de perfuração, tornando as operações de controle de poço muito mais complexas. O objetivo do presente trabalho foi entender o comportamento PVT de misturas de metano, principal componente do gás natural, com emulsões de éster, um composto orgânico utilizado como base sintética para fluidos de perfuração, através da determinação experimental de propriedades como o ponto de bolha, a solubilidade, a massa específica e o fator de formação de volume, nas regiões saturada e subsaturada. Os experimentos foram conduzidos em um aparato de última geração, cuja principal característica é a visualização do fluido de teste, sob condições de alta temperatura, até 130 °C e alta pressão, até 103 MPa, encontradas no fundo do poço. Um procedimento original de enriquecimento de gás permitiu cobrir os intervalos de temperatura, pressão e concentração de metano com um único teste de longa duração, a partir de certa quantidade de líquido. Os resultados experimentais nas regiões de bolha e orvalho no envelope de fases foram modelados com a equação de estado de Peng-Robinson e uma discussão sobre o comportamento termodinâmico do sistema foi realizada. O presente trabalho estende os limites dos bancos de dados de propriedades termodinâmicas de sistemas metano-éster, além de proporcionar respostas para alguns problemas de controle de poço, encontrados quando a perfuração utilizar emulsões base éster.
Abstract: During conventional drilling operations, it is necessary to maintain the wellbore pressure greater than the reservoir pore pressure, otherwise a kick may occur. If the well control procedure is not effective during the circulation of the formation influx out of the well, a blowout could happen, which is a dangerous event concerning safety and environmental issues. Special conditions in deep and ultra deep water, scenarios where large Brazilian oil and gas reserves are located, demand for synthetic based drilling fluids because of technical characteristics such as toxicity, lubricity and shale inhibition. On the other hand, the formation gas will dissolve in the drilling fluid, making the well control operations much more complex. Methane is the major component of natural gas, while ester is an organic compound, used as the base of synthetic drilling fluids. The knowledge of the thermodynamic behavior of such gas-liquid mixtures under wellbore pressure and temperature conditions is very important for drilling operations and scientific purposes. The main objective of the present work is to understand the PVT behavior of methane and ester based drilling emulsions by experimental determination of bubble point, solubility, density and formation volume factor of the saturated and sub-saturated fluid mixture. PVT experiments were conducted on a last generation apparatus, whose main feature is the visualization of the sample fluid, under high pressure and high temperature testing conditions. Experimental tests were run up to 130 °C and up to pressures of 103 MPa. An original gas enrichment procedure was devised to cover temperature, pressure and methane concentration range with a long term, single liquid amount test. Experimental results in the bubble and dew region of the phase envelope were modeled with Peng-Robinson equation and a comprehensive discussion about the thermodynamic behavior of the system was pursued. The present work will enlarge the limited thermodynamic properties database about methane - ester system that is available in the literature and furnish scientific answers to the well control problems encountered when drilling with ester based emulsions.
Doutorado
Explotação
Doutor em Ciências e Engenharia de Petróleo

In this work, five water produced samples from oil fields onshore (land) of the Sergipe State were characterized. The physico-chemical parameters such as pH, conductivity, turbidity, suspended solids, biochemical oxygen demand (BOD) and content of oil and grease (TOG) were determined. The concentrations of anions (Br-, Cl-, F-, NO3- and SO42-) and cations (Ca2 +, K +, Mg2+, Na +, and NH4+) were determined by ion chromatography (IC). The total arsenic was determined by hydride generation atomic fluorescence spectrometry (HG AFS). For trace metals determination (Ba, Cd, Cr, Cu, Fe, Li, Mn, Ni, Pb, V and Zn) was used inductively coupled plasma mass spectrometry (ICP-MS). The limit of quantification (LOQ) ranged between 0.07 ìg L-1 (Cd e V) and 22 ìg L-1 (Fe). The precision was expressed as relative standard deviation (RSD) ranged between 0.03% (Na+) and 7.39% (F-). The values of recoveries obtained were between 85 ± 3% (Zn) and 112 ± 1% (Li). The results were compared to the values established by Resolution 430/2011 of the National Council for the Environment (CONAMA). To evaluate the data, the principal component analysis (PCA) and hierarchical cluster analysis (HCA) were used. The concentrations of BOD, TOG, Ba, Mn and Fe were higher than those allowed by law, for some samples. The pH and concentration of As, Pb, Cr, Cu and Ni, for all samples, were consistent with established values. The conductivity, turbidity, suspended solids, concentration of anions, cations, Li and V are not required by law. The concentrations of Cd and Zn were below the LOQ of the method. In general, all the samples have very similar profiles with relatively close found values for all parameters. It was found that the samples have characteristics and inorganic constituents, which may cause damage to environment or generate drawbacks when used for reinjection. Therefore, the monitoring and characterization the produced water from onshore oil fields are very important for proper treatment of this effluent.
Neste trabalho, foram caracterizadas cinco amostras de agua produzida, provenientes de campos petroliferos onshore (terrestres) do Estado de Sergipe. Foram determinados os parametros fisico-quimicos, como pH, condutividade, turbidez, solidos suspensos, demanda bioquimica de oxigenio (DBO) e teor de oleos e graxas (TOG). Os anions (Br- , Cl-, F-, NO3- e SO42-) e cations (Ca2+, K+, Mg2+, Na+ e NH4+) foram determinados por cromatografia de ions (IC). O arsenio total foi determinado por espectrometria de fluorescencia atomica com geracao de hidreto (HG AFS). Para determinacao dos metais traco (Ba, Cd, Cr, Cu, Fe, Li, Mn, Ni, Pb, V e Zn) foi utilizada a espectrometria de massa com plasma indutivamente acoplado (ICP-MS). Os valores de limite de quantificacao (LQ) variaram entre 0,07 Êg.L-1 (Cd e V) e 22 Êg.L-1 (Fe). A precisao foi expressa como desvio padrao relativo (RSD), variando entre 0,03% (Na+) e 7,39% (F-). Os valores de recuperacoes ficaram entre 85 } 3 % (Zn) e 112 } 1% (Li). Os resultados obtidos foram comparados aos valores estabelecidos pela Resolucao 430/2011 do Conselho Nacional de Meio Ambiente (CONAMA). Para avaliar os dados, utilizou-se a analise de componente principal (PCA) e analise de agrupamento hierarquico (HCA). Os valores das concentracoes de DBO, TOG, Ba, Mn e Fe foram maiores do que os permitidos pela legislacao, para algumas amostras. Os valores de pH e constituintes inorganicos (As, Pb, Cr, Cu e Ni) para todas as amostras foram concordantes com os valores estabelecidos. A condutividade, turbidez, solidos suspensos, concentracao de anions, cations, Li e V ainda nao sao previstos por lei. Os valores de concentracao de Cd e Zn ficaram abaixo do LQ do metodo. No geral, todas as amostras possuem perfis bem semelhantes, com valores encontrados relativamente proximos para todos os parametros. Foi constatado que as amostras possuem caracteristicas e constituintes inorganicos, que podem causar danos ao meio ambiente ou gerar empecilhos quando utilizadas para fins de reinjecao. Portanto, o monitoramento e caracterizacao das aguas produzidas provenientes de campos petroliferos onshore sao de grande importancia para o tratamento adequado deste efluente.

A exploração offshore tem crescido muito nos últimos anos e grandes estruturas e equipamentos têm sido projetados e construídos para remover o óleo que se encontra abaixo da superfície do mar. Para plataformas offshore fixas tipo jaqueta é necessário analisar os problemas decorrentes da exposição dessas instalações ao ambiente hostil do oceano. Estas perturbações induzem vibrações excessivas nas estruturas, afetando o conforto e a estabilidade da instalação, e para combater essas vibrações uma ferramenta matemática foi utilizada para monitorar o estado da integridade da estrutura, a Transformada de Hilbert-Huang (HHT). O HHT foi utilizada com sucesso para a identificação de parâmetros modais, como frequência fundamental e fator de amortecimento da plataforma. Finalmente, uma técnica de controle de vibração ativa baseada no Controle Linear Quadrático (LQ) é implementada com o objetivo de reduzir os efeitos de perturbações oscilatórias indesejáveis causados por ondas e correntes marinhas.
The offshore exploration has grown tremendously in recent years, and large structures and equipment has been designed and built to remove the oil that lies beneath the sea surface. For fixed jacket type offshore platforms is necessary to consider the problems arising from exposure of these facilities to the hostile ocean environment. These perturbations induce excessive vibrations in the structures affecting the comfort and stability of the facility, and for to combat these vibrations a mathematical tool was used to monitor the integrity health of the structure, namely the Hilbert-Huang Transform (HHT). The HHT was used for the successfully identification of modal parameters, as fundamental frequency and damping factor of the platform. Finally, an active vibration control technique based on the Control Linear Quadratic (LQ) is implemented aiming to reduce the effects of undesirable oscillatory perturbations caused by waves and marine current.

Orientador: Alexandre Campane Vidal
Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências
Made available in DSpace on 2018-08-25T17:39:31Z (GMT). No. of bitstreams: 1 CorreaNeto_Darcy_M.pdf: 10780036 bytes, checksum: a9e1aeacd891517e00b449caddbeb578 (MD5) Previous issue date: 2014
Resumo: A exposição de um poço horizontal à formações geológicas perfuradas ocorre de forma diferente a exposição de um poço vertical à mesma formação. O poço horizontal atravessa as camadas geológicas de forma sub-paralelas, expondo estas camadas com uma extensão maior do que os poços verticais, que as atravessam de forma sub-perpendicular, formando exposições abruptas. Essa diferença de exposição afeta os perfis volumétricos, os perfis que compõe uma média dos 360º do poço, considerando um corte perpendicular a direção longitudinal do poço de forma diferente em relação aos perfis azimutais. Devido a esta diferença na exposição, é importante considerar métodos diferentes para a estimativa de Net Pay entre poços verticais e horizontais. Assim sendo, o objetivo deste trabalho foi o de utilizar perfis de densidade azimutais para diferenciar as estimativas de Net Pay. Para a consecução dos objetivos deste trabalho, foram feitos dois estudos. O primeiro deles consiste na utilização de perfis azimutais de densidade para gerar diferentes cálculos do Net Pay. Um segundo estudo compreendeu a análise de diferentes algoritmos de aumento de contraste de imagem, para auxiliar na identificação das feições geológicas, auxiliando na análise de Net Pay. Os perfis utilizados para a realização deste trabalho são de um poço produtor de óleo perfurado em um turbidito da costa leste brasileira. Neste poço, foi possível identificar algumas feições geológicas, como arenitos e folhelhos (camadas), cimentação carbonática e falha geológica. Como resultado do cálculo de Net Pay dos diferentes perfis de densidade analisados neste trabalho, foi possível identificar uma diferença de até 10,72% de Net Pay no mesmo poço. O Net Pay final das curvas de densidade volumétrica, densidade up, densidade down, conjunto da densidade up ou down e imagem obtiveram os seguintes resultados respectivamente: 88,42%, 91,44%, 89,86%, 96,62% e 99,14%. Quanto aos algoritmos de aumento de contraste, foram aplicados 14 algoritmos do domínio do espaço, possibilitando uma melhor visualização de contatos geológicos, falhas e camadas geológicas. Entre todos os algoritmos utilizados, os que apresentaram melhores resultados em imagem de densidade foram os algoritmos de derivada de 2ª ordem, corte dos níveis de cinza e histograma normalizado. Conclui-se portanto, que cada feição geológica encontrada ao longo do poço afeta os perfis azimutais e a imagem de densidade de forma diferente, portanto, a utilização dos diferentes perfis e dos algoritmos de aumento de contraste de imagem podem deflagar quais curvas de densidade devem ser utilizadas em determinadas profundidades do poço para obter o Net Pay mais preciso
Abstract: Drilled geological formation exposure are different considering horizontal and vertical wells. A horizontal well passes throught geological beds almost parallel, resulting in a wider exposure of the formation along the well path, while vertical wells passes through the same formation perpendicularly, resulting in abrupt contact between beds. This difference in exposure affects the volumetric well logs, logs that are composed by the average of the 360º of the well, considering a perpendicular cut of the longitudinal direction of the well. Due to this difference in exposure, it is important to consider difernet methos of estimation of Net Pay regarding vertical and horizontal wells. The objective os this work is to use azimuthal density logs to make diferent Net Pay estimations. To achieve the objectives of this project, two studies were made. The first study consists of the use of azimuthal density logs to generate diferent Net Pay estimations. The second, consists of the analysis of different image contrast enhancement algorithms to help on the identification of geological features, supporting the Net Pay analysis. The logs used on this work are from an oil productive well drilled in turbidites of the brazilian east coast. In this well, it was possible to identify a few geological features, such as sandstone and shale (beds), carbonate ciment and geological faults. As a result of the Net Pay calcualtion of the diferent density logs, it was possible to identify a difference of up to 10.72% Net Pay in the same well. The final Net Pay estimated from the volumetric density, up density, down density, up or down density and density image was respectively: 88.42%, 91.44%, 89.86%, 96.62% e 99.14%. Regarding the image contrast enhancement algorithms, 14 diferent algorithms from the space domain were applied to the selected density image, allowing a better visualization of several geological features, such as geological contacts, beds and faults. The algorithms that presented the best results in this image were the 2nd order derivative, gray level slicing and normalized histogram. Conclusions of this project are that each geological feature located at the well, affects the azimuthal and image logs in different ways, so, the use of different logs and image contrast enhancement algorithms can identify which density curves should be used in different depths of the well in order to obtain the most accurate Net Pay
Mestrado
Reservatórios e Gestão
Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

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

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

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

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

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

Les magnetometres a resonance magnetique nucleaire bases sur le phenomene de polarisation dynamique sont des instruments tres adaptes a la mesure du champ magnetique terrestre dans les puits de forage petrolier, ce qui permet une datation assez precise des couches geologiques concernees. Le magnetometre contient un solvant protone avec des radicaux libres en solution afin de realiser la polarisation dynamique qui amplifie le signal nucleaire des protons inobservable sans ce dispositif. Le but de ce travail est d'ameliorer les performances du magnetometre en presence de gradients de champs magnetiques importants et de permettre son fonctionnement jusqu'a des temperatures relativement elevees. Le choix de la solution radicalaire est crucial. Les criteres preponderants sont l'obtention d'un radical stable presentant une structure hyperfine interne importante et une largeur de raie rpe fine. Nous avons developpe un modele plus performant de cette largeur de raie qui nous a permis de definir precisement les caracteristiques requises pour le radical et le solvant. Nous avons montre que la tenue en gradient de la solution est conditionnee par des temps de relaxation nucleaires courts et la correlation entre ces deux effets a ete formulee a l'aide d'un modele theorique en accord avec les resultats experimentaux. L'ensemble de ces criteres a conduit au choix de la solution de triglyme contenant le radical nitroxyde tmio. Cette solution stable et relativement resistante aux gradients de champ magnetiques est la plus performante pour notre application. Un nouvel oscillateur base sur cette solution a ete concu et caracterise. Une etude fondamentale complementaire et originale sur la relaxation intermoleculaire entre les protons du solvant et les spins electroniques des radicaux a structure hyperfine interne a ete developpee. Le comportement des densites spectrales selon une loi proportionnelle a la racine de la frequence de resonance nucleaire a ete observe dans divers domaines de frequence, ce qui a permis une determination precise de la constante de diffusion relative du couple radical-solvant

The oil and gas industry faces a lack of compact drilling devices capable of performing horizontal drilling maneuvers in depleted or abandoned wells in order to enhance oil recovery. The purpose of this project was to design and develop a smart sensing system that can be later implemented in compact drilling devices used to perform horizontal drilling to enhance oil recovery in wells. A smart sensor is the combination of a sensing element (sensor) and a microprocessor. Hence, a smart sensing system is an arrangement that consists of different sensors, where one or more have smart capabilities. The sensing system was built and tested in a laboratory setting. For this, a test bench was used as a case study to simulate the operation from a micro-drilling device. The smart sensing system integrated the sensors essential for the direct operational measurements required for the robot. The focus was on selecting reliable and sturdy components that can handle the operation Down the Hole (DTH) on the final lateral micro-drilling robot. The sensing system's recorded data was sent to a microcontroller, where it was processed and then presented visually to the operator through a User Interface (UI) developed in a cloud-based framework. The information was filtered, processed, and sent to a controller that executed commands and sent signals to the test bench’s actuators. The smart sensing system included novel modules and sensors suitable for the operation in a harsh environment such as the one faced in the drilling process. Furthermore, it was designed as an independent, flexible module that can be implemented in test benches with different settings and early robotic prototypes. The outcome of this project was a sensing system able to provide robotic drilling devices with flexibility while providing accurate and reliable measurements during their operation.

The first main goal of this research is to develop comprehensive analytical and numerical models for the stress distribution around an inclined cased wellbore by considering all wellbore processes and to amend erroneous models of most previous work. The second main goal is to apply the developed models to explain near wellbore phenomena such as cement failure and sand production. To achieve these goals, this work checked the eligibility of using simple elastic approaches for the system by using a poroelastic undrained condition and a steady state condition for stresses induced by wellbore temperature variation. It utilized the generalized plane strain to compensate for the limitation of the plane strain which most previous work had used. In addition, this research developed comprehensive models to improve previous work by using superposing principles. For applying the developed models to cement failure, Mogi-Coulomb criterion for shear failure instead of Mohr-Coulomb and Drucker-Prager criteria was used to properly consider the intermediate stress. Additionally, ABAQUSr was utilized for numerical models with the "model change" option to simulate and combine all individual wellbore processes while MATLABr was used for analytical models. For predicting sand production, fully coupled poroelastic solutions for an inclined open wellbore were modified to obtain the stress distribution around a perforation tunnel after perforating. Then, modified Lade failure criterion was used to calculate the critical drawdown when sand production occurs, that is, when the perforation tunnel starts failure. This research obtained the following results. For developing models, the analytical models improved the previous research. However, the numerical results under a vertical tectonic stress showed discrepancies because of the difference between the generalized plane strain and numerical models. For cement failure, Young's modulus of cement, wellbore pressure and wellbore temperature variation could affect shear failure more significantly than the other factors. The numerical results showed closer to the failure envelopes than the analytical results. For predicting sand production, well completion affected sand production near wellbore and the critical drawdown converged to asymptotic values. In addition, perforating along the minimum horizontal stress direction was most preferable in a vertical cased wellbore under a normal stress regime.
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