Dissertations / Theses: 'Poços de petroleo - Testes'

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Lemos, Walter Petrone. "Acoplamento poço-reservatorio para analise de testes em poços não surgentes." [s.n.], 1993. http://repositorio.unicamp.br/jspui/handle/REPOSIP/264324.

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Abstract:

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

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Sousa, Bruno Rangel de 1985. "Análise de teste em poços inclinados." [s.n.], 2012. http://repositorio.unicamp.br/jspui/handle/REPOSIP/263149.

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Abstract:

Orientador: Rosângela Barros Zanoni Lopes Moreno
Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências
Made available in DSpace on 2018-08-21T10:32:47Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Sousa_BrunoRangelde_M.pdf: 2665889 bytes, checksum: d124b91d0b604845255264f303b44b22 (MD5) Previous issue date: 2012
Resumo: Apresenta-se nesta dissertação um estudo sobre o comportamento transitório da pressão em poços inclinados submetidos a teste de poço. A partir de referências disponíveis na literatura, são apresentadas soluções analíticas e semi-analíticas, onde é adotado o modelo de escoamento uniforme como condição de contorno no poço. Neste estudo é considerado um reservatório de extensão radial infinita com limites verticais impermeáveis. A partir da solução analítica são apresentadas curvas típicas para diferentes ângulos de inclinação do poço e espessura adimensional da formação. As análises das curvas típicas indicam três regimes de escoamento: radial inicial, radial de transição e radial infinito, onde, no melhor conhecimento deste autor, o regime de escoamento radial de transição é introduzido nesta dissertação. A partir da solução semi-analítica, derivada no domínio de Laplace, são desenvolvidas assíntotas para tempo-curto e tempo-longo. Esta dissertação ainda apresenta um procedimento alternativo para interpretar os dados transitórios da pressão em poços inclinados. O desenvolvimento deste procedimento foi baseado na técnica TDS (Tiab's Direct Synthesis), onde é possível interpretar os dados de pressão através de uma análise direta da curva de derivada. As soluções aqui apresentadas fornecem uma alternativa acessível à completa modelagem numérica - utilizada em pacotes comerciais para interpretação de teste de pressão
Abstract: A study on the transient pressure behavior it is presented in this dissertation for slanted well test analysis. From references available in the literature, analytical and semi-analytical solutions are presented for the uniform flow boundary condition at the well. In this study is considered an infinite radial extent reservoir limited with vertical impermeable boundaries. Type curves are presented for different slant angles of the well and dimensionless formation thickness. From the analysis of type curves are observed three flow regimes: early time radial flow, transition radial flow and late time infinite-acting radial flow. For the best knowledge of the author, the transition radial flow regime is introduced in this dissertation for the first time. From the semi-analytical solution, derived in the Laplace domain, asymptotic solutions are developed for early-time and late-time. It is also presented an alternative procedure for interpreting pressure transient data in slanted wells. The development of this procedure was based on the TDS (Tiab's Direct Synthesis) technique, by where it is possible to interpret the pressure data through a direct analysis of the derived curve. The solutions presented here provide a feasible alternative to full numerical modeling - used in commercial packages for the interpretation of pressure tests
Mestrado
Reservatórios e Gestão
Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

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Vieira, Paulo Marcos Fernandes. "Analise automatizada de testes de pressã." [s.n.], 1992. http://repositorio.unicamp.br/jspui/handle/REPOSIP/264869.

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Abstract:

Orientador: Adalberto Jose Rosa
Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica
Made available in DSpace on 2018-07-18T11:22:04Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Vieira_PauloMarcosFernandes_M.pdf: 5828516 bytes, checksum: e01650eda59c49543656952dbb922554 (MD5) Previous issue date: 1992
Resumo: A análise automatizada de testes de pressão em poços de petróleo tem como objetivo obter os parâmetros da formação através da utilização de técnicas de regressão não linear aplicadas aos dados de pressão de fundo versus tempo obtidos durante o período do teste. Neste trabalho foram analisadas e comparadas as performances de vários métodos de regressão não linear aplicados a dados de testes de pressão. Alguns dos métodos considerados baseiam-se na minimização da norma L2, tais como: mínimos quadrados e decomposição em valores singulares. Outros minimizam a norma L1, como mínimos valores absolutos (MVA), mínimos valores absolutos modificado (MVAM), método combinado MVAM-MVA e o método de Nelder-Mead. Uma nova função penalidade foi proposta para o caso de otimização restrita em métodos que se baseiam na resolução de sistemas de equações lineares quadrados. Além disso, para métodos que se baseiam na solução de sistemas de equações lineares sobredeterminados, para os quais não se aplicam as funções penalidade convencionais, foram propostas mudanças nos domínios dos parâmetros com o objetivo de restringir a minimização a regiões física e matematicamente possíveis. Concluiu-se que o método de mínimos valores absolutos modificado (MV AM) e o método combinado (MVAM-MVA) tem melhor desempenho do que os demais no que se refere ao número de iterações, à. convergência a partir de estimativas iniciais pobres ou à. robustez em relação a regiões onde o problema físico-matemático é mal posto. Dois modelos de reservatório foram analisados: reservatório homogêneo infinito e reservatório de dupla porosidade infinito. Foram comparados os resultados das regressões efetuadas com dados de pressão, com dados da derivada logarítmica da pressão e com o conjunto desses dados. Concluiu-se que o uso do conjunto de dados de pressão e de derivada torna os métodos mais robustos. Diversos exemplos utilizando dados sintéticos ou reais foram discutidos neste trabalho
Abstract: The objective of an automated well test analysis is to obtain íormation parameters by using nonlinear regression techniques applied to bottom hole pressure versus time data collected during the test period. In this work several nonlinear regression methods were analysed and their performances compared. Some of the methods considered are based on the L2-norm minimization, as the least squares and the singular value decomposition. Other methods minimize the Ll-norm, such as the least absolute values (LAV), modified least absolute values (MLAV), the combination (MLAV-LAV) and the Nelder-Mead's method. A new form of penalty-function was proposed to constrain the optimization in methods based on the solution of squared linear systems of equations. For methods based on the solution of over determined linear systems of equations, for which conventional penality-functions can not be applied, changes in the domains of the unknown parameters were proposed in order to restrict the minimization to feasible (physically and mathematically) regions. The modified least absolute values (MLAV) and the combined method (MLAVLA V) presented the best performance among alll methods considered in the study, concerning number of iterations, convergence from poor initial estimates or robustness with respect to infeasible regions. Two reservoir models were analysed: infinite homogeneous reservoir and infinite double-porosity reservoir. The results of the nonlinear para.meter estimation using either pressure data, pressure derivative or pressure and derivative data were compared. The use of both pressure and derivative as the model function yielded better performance than using I only pressure or pressure derivative data. Various examples with synthetic and field data were discussed.
Mestrado
Mestre em Engenharia de Petróleo

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Koto, Edson Tsuneo. "Influencia do fluxo multifasico em analises de testes de poços não surgentes." [s.n.], 1990. http://repositorio.unicamp.br/jspui/handle/REPOSIP/265430.

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Abstract:

Orientador: Kelsen Valente Serra
Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica
Made available in DSpace on 2018-07-13T21:59:38Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Koto_EdsonTsuneo_M.pdf: 2979164 bytes, checksum: 0a3fff8a5deaf9ac323a0f92756fd2f2 (MD5) Previous issue date: 1990
Resumo: Este trabalho considera a influência do fluxo multifásico (óleo, gás e água) na análise de testes de poços não surgentes. Para isso foi construído um simulador numérico, r-z, "black oil'", que leva em conta a variação do ponto de bolha e a penetração parcial. Inicialmente o reservatório se encontra em equilíbrio, com a pressão inicial maior ou igual a pressão de bolha inicial. Uma sequência de "fluxos e estáticas" pode ser fornecida como condição interna, para simular um teste não-surgente, considerando o crescimento de uma coluna só de líquido (óleo e água) e desprezando-se os efeitos enerciais. Comparações com métodos analíticos desenvolvidos para fluxo monofásico de fluido de pequena compressibilidade para determinação dos parâmetros de reservatório de poços não surgentes são feitas para se avaliar a influência do fluxo multifásico. Durante o período de fluxo("slug test"), desvios significantes acontecem no cálculo dos parâmetros de reservatório (por exemplo, transmissibilidade); enquanto que, na estática, os desvios são mais moderados. 0 comportamento de variáveis importantes de fluxo multifásico (óleo, gás e água) em um teste de poço não surgente, como pressão de bolha, permeabilidade relativa, pressão de fase, saturação de gás, são mostrados como função do espaço e tempo. Uma análise mais criteriosa para levar em conta os efeitos multifásicos é possível com o uso do simulador
Abstract: This work considers the influence of multiphase flow (oil, gas and water) in the well test analysis of non - flowing wells: For example, Drill Stem Tests (DST) and Slug Tests. To achieve this end, a two-dimensional (r-z), variable bubble point, black-oil simulator was built that considers a well partially penetrating the formation. Initially, the reservoir is at equilibrium condition with a initial pressure greater or equal to the initial bubble point pressure. A sequence of flow and/or static periods may be imposed at the well to simulate a non-flowing well test, considering the buildup of a liquid column (oil and water) with inertial effects neglegible. Comparisions with analytical methods (developed for single-phase flow of fluid of small and constant compressibility) in the determination of reservoir parameters (eg.,transmissibility) are made to determine how good or bad these methods are in the presence of more than one phase flowing in the porous medium. During flow periods (Slug Test for example) significant discrepancies are obtained in the comparison, whereas in the buildup flow periods the discrepancies become less significative. Explanations to these effects are given in detail, and justify why, usually, reservoir parameters obtained from flow periods do not mach results obtained from buildups periods in the well test analysis
Mestrado
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Cisneiros, Fernando Antonio de Alemão. "Analise de testes em ambiente Windows." [s.n.], 1992. http://repositorio.unicamp.br/jspui/handle/REPOSIP/265522.

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Abstract:

Orientador: Osvair Vidal Trevisan
Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica
Made available in DSpace on 2018-07-18T05:20:46Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Cisneiros_FernandoAntoniodeAlemao_M.pdf: 6160369 bytes, checksum: afff3e916746a12255188d442d3deefb (MD5) Previous issue date: 1992
Resumo: Na última década ocorreram grandes avanços na técnica de interpretação de testes de pressão em poços e ao mesmo tempo uma expansão vertiginosa das facilidades de acesso a recursos computacionais através do advento dos microcomputadores. Nos últimos anos a popularização das interfaces gráficas para microcomputadores com o advento do Macintosh, do Windows e do OS/2, estão modificando fortemente a interação homem-máquina e abrindo novos horizontes para as tecnologias acentuadamente dependentes de recursos gráficos. A interpretação de testes de pressão em poços é sem dúvida uma tecnologia que se enquadra nesse perfil e a partir desta constatação, este trabalho propõe-se a definir e desenvolver um sistema profissional básico para análise de testes em ambiente gráfico. São definidos o modelo de dados e a especificação do sistema. As metodologias para análise em poços surgentes e não surgentes (DST) são implementadas incluindo métodos de análise especializada, análise por curva típica e análise automatizada. O desenvolvimento do sistema é feito utilizando um compilador C e o ambiente gráfico Windows
Abstract: A considerable progress has occurred in well test interpretations techniques in the last decade. At the same time, a large expansion in the access to computational resources has taken place through the advent of microcomputers. In the last years, the popularization of graphical interfaces for microcomputers introduced by Macintosh, Windows and OS/2, has modified the man-machine interaction and opened new ways to technologies which depend heavily on graphical resources. Well test interpretation is certainly a technology that carries the graphical dependence. The purpose of this work is to define and to develop a basic professional system applied to well test interpretation under a graphical environment. The data model and the system specification have been defined. Procedures for well test analysis of slug test data and tests for flowing wells have been implemented. The system includes type curves analysis, semilog analysis and automated type curve analysis. The system has been developed with a "C" compiler and under the Windows graphical environment
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Spinelli, Junior Vicente Dias. "Analise de testes em poços não surgentes sob condições de fluxo bifasico oleo-agua." [s.n.], 1997. http://repositorio.unicamp.br/jspui/handle/REPOSIP/263129.

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Abstract:

Orientadores: Alvaro Marcello Marco Peres, Antonio Claudio de França Correa
Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica
Made available in DSpace on 2018-07-23T14:45:24Z (GMT). No. of bitstreams: 1 SpinelliJunior_VicenteDias_M.pdf: 13914476 bytes, checksum: 4eb4f01869aa848b960b01b1648b7ca0 (MD5) Previous issue date: 1997
Resumo: Os métodos existentes para a análise de testes em poços não surgentes pressupõem fluxo monofásico. Este trabalho investiga os efeitos do fluxo bifásico óleo-água na análise de testes deste tipo. O estudo baseia-se em um simulador numérico radial, totalmente implícito, que acopla modelos para o fluxo isotérmico bifásico óleo-água no poço e reservatório. O modelo de poço reproduz a condição de contorno interna de um poço não surgente não considerando os efeitos inerciais e de fricção. Duas situações que resultam em fluxo bifásico óleo-água em um teste são analisadas: (1) perfil de saturação inicial de água uniforme no reservatório e superior à saturação de água crítica, e (2) presença de uma região de maior saturação de água próxima ao poço. O comportamento no tempo e no espaço de importantes variáveis, tais como, saturação de água, mobilidade total, fluxo fracionário, fator de película aparente, é mostrado para os casos simulados. Comparações entre as respostas bifásicas no fluxo e estática e as respectivas soluções analíticas monofásicas são realizadas. Alguns métodos monofásicos de interpretação são aplicados aos casos simulados e as respostas comparadas aos dados de entrada do simulador. As principais conclusões são: (1) os métodos monofásicos podem ser usados para analisar a resposta bifásica de um poço não surgente, desde que a saturação inicial no reservatório seja constante e, (2) quando existe uma pequena a média zona de invasão próxima ao poço, a interpretação do período da estática por métodos monofásicos resulta em uma boa estimativa da mobilidade total da zona não invadida. O valor do fator de película calculado pelo período de estática tem uma parcela aparente, que representa a queda de pressão adicional provocada pela existência de uma zona de mobilidade alterada próxima ao poço no instante do fechamento. A mobilidade total e o fator de película calculados a partir da interpretação do período de fluxo podem não ser representativas das propriedades da zona não invadida
Abstract: Existing methods for the analysis of Slug Tests and DrillStem Tests (DST's) are based on single-phase flow theory. This work considers the effects of the water-oil two-phase flow on the analysis of these kind of tests. This study is based on a fully implicit radial numerical model, which couples the wellbore and reservoir equations for isothermal water-oil two-phase flow. The wellbore model reflects the Slug and DST's inner boundary conditions for cases where inertial and frictional effects are assumed to be negligible. Two situations that result in oil-water flow in a test are considered: (1) initial water saturation profile over the whole reservoir is uniform and above connate water saturation value, and (2) presence of a region of higher water saturation next to the wellbore. The behavior in time and space of important variables such as water saturation, total mobility, fractional flow, apparent skin, is shown for different cases. Simulator results, for both flow and buildup periods, are compared to available single-flow analytical solutions. A few single-flow analysis procedures are applied to synthetic data and compared to the input data values. The main conclusions of this work are: (1) single-phase methods can be used to analyze oil-water slug and buildup data, provided the initial saturation profile is uniform, and (2) when a small to medium invasion zone exists next to the wellbore, single phase analysis methods applied to buildup data give a reliable total mobility estimate of the uninvaded zone. Skin factors calculated from buildup data have an apparent part, which represents an additional pressure drop due to the zone of altered mobility next to the wellbore at the moment of shut-in. Total mobility and skin factor estimates calculated from the flow period may not represent the properties of the uninvaded zone
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Orellana, Enrique Noel. "Automação de testes de pressão em laboratorio usando deconvolução." [s.n.], 1990. http://repositorio.unicamp.br/jspui/handle/REPOSIP/264656.

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Abstract:

Orientador: Antonio Claudio de França Correa
Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia mecanica
Made available in DSpace on 2018-07-13T21:58:01Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Orellana_EnriqueNoel_M.pdf: 1902370 bytes, checksum: df0ad605232166ff567e4e80940a4caa (MD5) Previous issue date: 1990
Resumo: 0 presente trabalho apresenta a aplicação de métodos de análise automática de testes de pressão e deconvolução em escala de laboratório. Para tais fins foi construído um reservatório linear capaz de dar uma resposta de pressão e produção acumulada correspondentes aos modelos matemáticos adotados. A resposta do reservatório às condições de contorno aplicadas é medida em tempo real por meio de uma placa conversora analógico/digital instalada em um microcomputador. Através da análise da resposta do reservatório determinam-se a permeabilidade k e o produto compressibilidade-porosidade Øct do sistema. A análise dos dados medidos inclui: - o emprego da deconvolução da pressão e produção acumulada para desuperpor o efeito de uma condição de contorno variável, - o ajuste não linear de parâmetros segundo o critério dos mínimos quadrados e a modificação de Greenstadt do método de Newton. As dificuldades encontradas na realização do experimento, assim como as particularidades do acoplamento das suas partes física e computacional, são exploradas em detalhe no presente trabalho. Isto com o intuito de servir de referência para futuros trabalhos nesta área.
Abstract: This work explores the application of automated well test analysis and deconvolution technique in laboratory scale. To achieve this, a linear reservoir which provides a pressure response corresponding to pre-determined mathematical models, has been constructed. Reservoir response to applied boundary conditions is monitored in real-time by means of an A/D conversor installed in a microcomputer. Applying specific analysis techniques, permeability (k) and compressibility-porosity Øct product can be obtained from experimental data. Data analysis includes: - Deconvolution of accumulated production and pressure responses, i.e. the desuperposition of a variable boundary condition, - Least squares nonlinear estimation of system parameters. Greenstadt's modification of classical Newton method has been selected to perform parameters optimization. In order to be a reference to related future experiments, practical aspects and problems associated with the materialization of this experiment, specially those related with the physical experiment-computer techniques interface, are extensively detailed in this work.
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Costa, Tiago Almeida 1981. "Aplicação do método dos elementos finitos (MEF) para modelos de testes de formação em poços de petróleo." [s.n.], 2013. http://repositorio.unicamp.br/jspui/handle/REPOSIP/265859.

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Abstract:

Orientador: Philippe Remy Bernard Devloo
Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências
Made available in DSpace on 2018-08-26T09:51:37Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Costa_TiagoAlmeida_M.pdf: 7685578 bytes, checksum: 231fff08b0162a14bb521580369420f8 (MD5) Previous issue date: 2013
Resumo: A análise transiente da Equação da Difusividade Hidráulica (EDH) é de grande importância para a modelagem e interpretação de testes de formação, onde torna-se necessário captar efeitos da queda de pressão no reservatório devida a uma produção de curto tempo na vizinhança do poço. O Método dos Elementos Finitos (MEF) pode ser aplicado para essa finalidade com ganho significativo na precisão da resposta de pressão do modelo, observando que a capacidade de refinamento da malha ganha flexibilidade geométrica para a representação do problema, além da possibilidade de trabalhar com altas ordens polinomiais nas funções de aproximação. Neste trabalho, é apresentada a formulação variacional do problema a ser resolvido pelo MEF e o algoritmo implementado computacionalmente para se obter a solução da equação diferencial parabólica (problema em regime transiente), destacando as etapas adicionais em relação ao que se faz normalmente na solução da equação diferencial elíptica (problema em regime permanente). As diferenças principais são: i) a inclusão de uma matriz de massa e ii) a atualização do vetor de cargas a cada passo de tempo. Estão mostrados exemplos com a resolução do problema para diferentes condições de refinamento da malha e tamanho do passo de tempo. As respostas obtidas estão comparadas com as soluções analíticas existentes na literatura, agregando confiabilidade ao método de resolução do problema. Por fim, são feitos comentários sobre a potencialidade da ferramenta, explorando cenários mais amplos, tais como: poços construídos com geometria complexa, reservatórios com heterogeneidades significativas, inserção de fraturas, dentre outros que poderiam ser modelados utilizando a técnica
Abstract: The transient analysis of the hydraulic diffusion equation is the basis for modeling a well test. In order to understand it, it's necessary capture the pressure gradient effects in the well neighborhood that appear in the early times. The Finite Element Method (FEM) can be applied in order to reach this objective with significant precision gain in the pressure response of the well test model. The FEM has a notable refinement capability and in this implementation is possible to use different polynomial orders for the test and trial functions. It allows an excellent flexible geometric representation of the reservoir model and accurate numeric solution by using high polynomial orders. In this paper, the variational formulation and the computational implementation are presented to solve the parabolic diffusion equation under appropriate boundary conditions. In the transient solution process, two steps are emphasized; the inclusion of a mass matrix and the update of the load vector at each time-step. The numerical responses were compared to the available analytical solutions for vertical and horizontal wells in order to validate the program calculations. Finally the potential of the numerical tool is explored to analyze different problems, such as: significant heterogeneous reservoirs, wells with complex geometries and fracture analysis
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Araujo, Marco Aurelio Rachid. "Análise de dados de testes de formação frente aos efeitos de maré." [s.n.], 2012. http://repositorio.unicamp.br/jspui/handle/REPOSIP/265305.

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Abstract:

Orientador: Rosângela Barros Zanoni Lopes Moreno
Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica, Instituto de Geiociências
Made available in DSpace on 2018-08-20T02:19:07Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Araujo_MarcoAurelioRachid_M.pdf: 5461103 bytes, checksum: e41104d89a3da94eebab2927738e94b4 (MD5) Previous issue date: 2012
Resumo: Efeito de maré é o nome dado a um fenômeno observado em dados de pressão registrados em acumulações de fluido, incluindo reservatórios de petróleo, e que tem origem na variação do potencial gravitacional a que as massas estão submetidas. As primeiras citações do efeito de maré observado em reservatórios de petróleo ocorreram em meados da década de setenta e já naquela época mostraram-se a correspondência entre a amplitude do efeito de maré e as características do reservatório. A partir da teoria da poroelasticidade de Maurice Biot, desenvolveram-se métodos utilizando o efeito de maré para cálculo de parâmetros de reservatório, tal como a compressibilidade. A extração seletiva do efeito de maré é etapa importante desses métodos. Ao transformar os sinais do domínio do tempo para o domínio da frequência, a transformada de Fourier apresenta-se como ótimo recurso para esse fim, já que o efeito de maré é um sinal sinusoidal de componentes com períodos bem conhecidos. A extração seletiva de sinais utilizando a transformada de Fourier também pode ser importante para auxiliar a determinação de parâmetros de reservatório a partir do gráfico diagnóstico, já que a presença do efeito de maré pode, eventualmente, impedir ou dificultar a interpretação do teste de formação. Esta dissertação descreve os modelos poro elásticos para cálculo de compressibilidade de reservatórios e mostra a aplicação do filtro com transformada de Fourier para extração do efeito de maré e de ruídos presentes em dados de testes de formação. Três exemplos de dados registrados em testes de formação reais realizados em poços localizados em campos offshore são utilizados para extração do efeito de maré e para cálculo de compressibilidade, cujos resultados são comparados com os valores calculados a partir da correlação de Hall. Os resultados mostram ser possível utilizar os modelos poroelásticos para cálculo de compressibilidade do reservatório. A aplicação das técnicas de filtro com transformada de Fourier mostrou robustez para eliminação de ruídos e extração do efeito de maré
Abstract: Tide effect is the name given to a phenomenon observed in the pressure data recorded in accumulations of fluid, including petroleum reservoirs, and that originates from the variation of the gravitational potential to which the masses are subjected. Tidal effects have been observed in petroleum reservoirs since the mid-seventies and even then the correspondence between the amplitude of the tidal effect and the characteristics of the reservoir has been cited. From the Maurice Biot poroelastic theory, methods were developed using the tidal effect to calculate reservoir parameters such as compressibility. The selective extraction of the tidal effect is an important phase of these methods. Fourier transform appears as a great resource for this purpose, since the tidal effect is a sinusoidal signal with well-known periods. The selective extraction of signals using the Fourier transform can also be important to assist in the determination of reservoir parameters, since the presence of the tidal effect may prevent or hinder the interpretation of the formation test from the diagnostic plot. This paper describes the poroelastic models to calculate reservoir compressibility and shows the Fourier transform application to extract tidal effect and noises observed in formation evaluation data. Three set of data recorded in real formation tests, performed in offshore wells, were used to extract the tidal effect and to estimate reservoirs compressibility. The results were compared to Hall correlation results. Moreover, poroelastic models results were compared with Hall correlation results. The Fourier transform technique has been successfully used to extract the tidal effect. Simulated pressure data were also used, which showed leakage complicating. The results show that it is possible to use the poroelastic models to calculate reservoir compressibility. The examples shown that Fourier transform techniques are robust to noise removal and tidal effect extraction
Mestrado
Reservatórios e Gestão
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Hafemann, Thomas Eduardt. "Modelagem do escoamento multifásico e transferência de calor em poços do pré-sal a estimativa do APB (Annular Pressure Buildup)." reponame:Repositório Institucional da UFSC, 2015. https://repositorio.ufsc.br/xmlui/handle/123456789/157337.

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Abstract:

Dissertação (mestrado) - Universidade Federal de Santa Catarina, Centro Tecnológico, Programa de Pós-Graduação em Engenharia Mecânica, Florianópolis, 2015
Made available in DSpace on 2015-12-29T03:03:30Z (GMT). No. of bitstreams: 1 336508.pdf: 7700720 bytes, checksum: ca8d978347b029e8c911f7a051c5039f (MD5) Previous issue date: 2015
Com a exploração de poços de óleo e gás em alto mar com reservatórios de alta pressão e altas temperaturas, os problemas associados com a transferência de calor tem se tornado de maior relevância. Os novos cenários de produção apresentam com frequência desafios relacionados à garantia do escoamento, perfuração, completação e recondicionamento do poço. O hidrocarboneto a altas temperaturas escoa pelo tubo de produção aquecendo toda a região adjacente. Como consequência do gradiente de temperatura radial observado, a pressão do fluido confinado nos anulares formados pela geometria do poço aumenta, levando ao cenário de falha do poço conhecido como Annular Pressure Build-up (APB). Este trabalho utiliza modelos de escoamento bifásico e transferência de calor para simular um poço de produção típico da região do pré-sal, e avaliar a transferência de calor e o aumento de pressão no anular. São utilizados modelos de escoamento de fases separadas e de padrões de escoamento para a solução do escoamento no interior do tubo de produção. As propriedades termodinâmicas e de transporte da mistura de hidrocarbonetos são calculadas utilizando o software Multiflash, em conjunto com as equações da conservação da quantidade de movimento e energia integradas através do método de Runge-Kutta de quarta ordem utilizando o software Matlab para determinar as frações de vazio pressão e temperatura locais. Um modelo de resistências térmicas é utilizado para resolver a transferência de calor na direção radial do poço, considerando as diversas camadas formadas pelo tubo de produção, revestimentos, camadas de cimento e as regiões anulares associadas. Condições de contorno são definidas com o gradiente geotérmico da formação rochosa e dados de temperatura e pressão na entrada do tubo de produção no fundo do poço. A formação rochosa adjacente ao poço é modelada de forma transiente através da simplificação da equação da difusão de forma a englobar o efeito de aquecimento do poço com o tempo de produção. Uma estimativa do aumento de pressão do anular é feita através da expansão do fluido confinado no anular, associado com um modelo estrutural de deformação das paredes do anular. Os resultados foram validados com dados experimentais de pressão e temperatura na cabeça do poço e no sensor de fundo de poço (PDG). Uma análise de possíveis causas e métodos de controle do APB foi feita.

Abstract : Heat transfer issues in offshore wells have become more relevant in recent years with the exploration of high-pressure, high-temperature reservoirs. New production scenarios often present challenges related to flow assurance, well drilling, completion and workover. When the high-temperature reservoir fluid flows through the tubing string toward the wellhead, the entire borehole is heated. As a result of the radial temperature gradients, the fluid pressure in the sealed annular space between tubes increases, posing a well integrity failure scenario known as annular pressure build up (APB). This work addresses the use of two-phase flow and heat transfer models to simulate a typical pre-salt oil well, and evaluate the heat transfer and the annular pressure build up. Separate two-phase models and a flow-pattern-based model were used to solve the hydrocarbon fluid flow. The thermodynamic and transport properties of the hydrocarbon mixture were calculated using the MultiflashÂ package and were solved together with the momentum and energy equations using the 4th order Runge-Kutta algorithm available in Matlab to determine the local vapor mass fraction and the equilibrium temperature. A thermal resistance network was used to model the heat transfer in the radial direction in the concentric multistring well geometry composed by the tubing, casing, cemented layers and associate annular regions. Boundary conditions were defined based on the geothermal gradient, the hydrocarbon flow rate and pressure at the bottomhole. The adjacent rock formation was modelled using a pseudo steady state approximation of the diffusion equation, considering the well heating along the production time. An estimate of the annular pressure build up was made considering the annular trapped fluid expansion coupled with a structural wall deformation model. Results were validated with pressure and temperature experimental data at the wellhead and permanent downhole gauge (PDG). An analysis of APB possible causes and control methods was made.

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Costa, Rutacio de Oliveira. "Bombeamento mecanico alternativo em poços direcionais." [s.n.], 1995. http://repositorio.unicamp.br/jspui/handle/REPOSIP/264394.

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Abstract:

Orientador: Francisco Jose Soares Alhanati
Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica
Made available in DSpace on 2018-07-21T03:10:19Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Costa_RutaciodeOliveira_M.pdf: 23905451 bytes, checksum: 88f4d078526bec4e0afccdcedd9afb86 (MD5) Previous issue date: 1995
Resumo: Este trabalho propõe um novo modelo dinâmico para o comportamento de sistemas de bombeamento mecânico alternativo, considerando trajetórias de poço tridimensionais. Mostra-se que a formulação proposta é mais geral que as anteriores, e que vários dos modelos existentes, tanto para poços verticais como para poços direcionais, dela podem ser deduzidos. Os resultados do novo modelo, bem como os de outros seis modelos, são comparados com dados de campo coletados em 16 poços da Bacia Potiguar, Brasil. Esta comparação resultou na determinação do coeficiente de atrito de Coulomb e do fator de amortecimento adequados a estes poços. Verifica-se, ainda, que o modelo proposto é o mais preciso na previsão dos parâmetros básicos de projeto
Abstract: This work proposes a new dynamic model for the behavior of sucker rod pumping systems, that considers 3D well trajectories. It is shown that the proposed formulation is more general then the previous ones, and that several existing models, for both vertical and directional wells, can be deduced from it. The results of this new model, as well as of six other existing models, are compared with field data collected from 16 wells in the Potiguar Basin, Brazil. This comparison resulted in the determination of the adequate Coulomb friction coeficient and dumping factor for such wells. It is verified, also, that the proposed model is the most accurate in predicting the basic design parameters
Mestrado
Mestre em Engenharia de Petróleo

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Menezes, Gerson Luis Moraes. "Estimativa da permeabilidade integrando dados de pressão capilar e perfis de poços." [s.n.], 1994. http://repositorio.unicamp.br/jspui/handle/REPOSIP/287125.

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Abstract:

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

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Peixoto, Guilherme de Almeida. "Otimização do dimensionamento de gas lift continuo em poços maritimos." [s.n.], 1995. http://repositorio.unicamp.br/jspui/handle/REPOSIP/264341.

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Abstract:

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

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Pereira, Romulo Albuquerque. "Escalonamento de atividades de desenvolvimento de poços de petroleo: GRASP." [s.n.], 2005. http://repositorio.unicamp.br/jspui/handle/REPOSIP/276506.

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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

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Ribeiro, Paulo Roberto 1961. "Estudo da interação entre o solo e a cabeça de poço pelo metodo de elementos finitos." [s.n.], 1989. http://repositorio.unicamp.br/jspui/handle/REPOSIP/265436.

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Orientadores : Celso Kazuyuki Morooka , Fernando Iguti
Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia de Campinas
Made available in DSpace on 2018-07-16T10:40:01Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Ribeiro_PauloRoberto_M.pdf: 2296232 bytes, checksum: d0332399d97c6ebb78b8f431976bf63e (MD5) Previous issue date: 1989
Resumo: O trabalho aborda, de forma introdutória, o problema da interação entre o solo e a cabeça do poço, utilizando-se uma estaca alojada num meio linear, elástico, isotrópico e homogêneo, de características semi-infinitas, como modelo. Foi desenvolvido um algoritmo para análise estática de estruturas ciclo-simétricas pelo método de elementos finitos, para viabilizade do estudo em termos na infra-estrutura computacional existente. Inicialmente é feita uma calibração do modelo composto por elementos isoparamétricos de 20 nós da Família Serendipity, com soluções analíticas para cargas concentradas atuantes na superfície de um sólido semi-infinito. A partir deste estudo é feita uma comparação do modelo de Elementos Finitos para uma estaca sob carregamento axial e lateral com o Modelo de Elasticidade (Poulos & Davis) para análise do problema
Abstract: Not informed
Mestrado
Mestre em Engenharia de Petróleo

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16

Camargo, Christiane de. "Comportamento transiente de pressão em poços horizontais." [s.n.], 1993. http://repositorio.unicamp.br/jspui/handle/REPOSIP/264305.

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Abstract:

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

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Prado, Ronice Paixão Silva. "Comparação entre estrategias de produção utilizando poços verticais e horizontais." [s.n.], 2003. http://repositorio.unicamp.br/jspui/handle/REPOSIP/263716.

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Abstract:

Orientador : Denis Jose Schiozer
Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica
Made available in DSpace on 2018-08-03T14:27:40Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Prado_RonicePaixaoSilva_M.pdf: 944392 bytes, checksum: 80de4161a82b122e4757a5c1393ee562 (MD5) Previous issue date: 2003
Mestrado

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Tavares, Rogerio Martins. "Interpretação e analise de dados de perfuração em poços de petroleo." [s.n.], 2006. http://repositorio.unicamp.br/jspui/handle/REPOSIP/263676.

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Abstract:

Orientador: Celso Kazuyuki Morooka
Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica e Instituto de Geociencias
Made available in DSpace on 2018-08-12T08:27:01Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Tavares_RogerioMartins_M.pdf: 4486428 bytes, checksum: b451b4e88fa208c51397fb1846b31ebb (MD5) Previous issue date: 2006
Resumo: A exploração de petróleo no mar desenvolveu-se substancialmente nas últimas décadas. Ao longo desse processo, notadamente a partir da década de 80, a quantidade de informação gerada durante a perfuração aumentou dramaticamente. Se por um lado o cenário atual apresenta informação em abundância, por outro lado existe carência de ferramentas capazes de fazer uso efetivo da informação disponível. Esta dissertação apresenta procedimentos que, através da análise e interpretação de dados de perfuração, buscam melhorar o processo de construção de poços de petróleo. Três procedimentos independentes são propostos. O primeiro consiste na utilização de um sistema de visualização para acompanhamento da perfuração direcional. A aplicação desse sistema traz benefícios para a atividade de controle da trajetória do poço. O segundo procedimento trata da utilização de um sistema automático para classificar as operações realizadas durante a perfuração de um poço de petróleo. O sistema de classificação pode ser utilizado para produzir um relatório preciso e detalhado sobre as atividades realizadas durante a perfuração. O terceiro e último procedimento diz respeito à detecção precoce de problemas de perfuração. Esse procedimento consiste em reconhecer, em tempo real nos dados de perfuração, comportamentos capazes de precocemente identificar problemas de perfuração. Através desse trabalho é possível concluir que os dados de perfuração atualmente disponíveis representam uma fonte bastante rica de informações e podem ser utilizados para melhorar o processo de construção de poços de petróleo.
Abstract: The offshore petroleum exploration has substantially developed in the last decades. During this process, mostly in the 80s, the amount of information generated during the drilling operation has dramatically increased. If on one hand the existing scene presents great quantity of information, on the other hand there is a lack of tools able to make effective use of the available information. This work presents procedures that, through the analysis and interpretation of drilling data, aim to improve the construction process of petroleum wells. Three independent procedures are presented. The first one concerns the use of a visualization system for tracking the execution of directional drilling operation. The utilization of this system brings benefits to the trajectory control activity. The second procedure deals with the use of an automated system to classify the activities performed during well drilling operation. The automated classification system may be used to generate a precise and detailed report considering the executed drilling activities. The third and last procedure concerns the early detection of drilling troubles. This procedure consists of recognizing online, in the drilling data, behaviors able to identify drilling problems. Through this work it is possible to conclude that the available drilling data represent a high potential source of information and can be used to improve the petroleum well construction.
Mestrado
Explotação
Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

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Sotomayor, Gabriel Paulo Gutierrez. "Desenvolvimento de um sistema computacional para suporte ao controle de poços em aguas profundas." [s.n.], 1997. http://repositorio.unicamp.br/jspui/handle/REPOSIP/264322.

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Abstract:

Orientador: Otto Luiz Alcantara Santos
Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica
Made available in DSpace on 2018-07-23T02:15:48Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Sotomayor_GabrielPauloGutierrez_M.pdf: 7161262 bytes, checksum: 24cf3d504523dcb7879327e83bf884b1 (MD5) Previous issue date: 1997
Resumo: Diversas soluções de aplicativos computacionais tem sido adotadas pela indústria de petróleo para controle de poço. Nenhum destes aplicativos, entretanto, trata de maneira integrada a questão operacional, isto é, não associam os procedimentos de projeto com os de operação, passando pelo tratamento de anormalidades para situações de lâminas de água profundas. Tal fato termina por impactar a coordenação do processo de controle de poço, com consequências negativas para a segurança do poço e custos operacionais. Esta dissertação mostra o desenvolvimento e a aplicação de uma ferramenta computacional que enfoca a questão da integração no processo de controle de poço, nas etapas de projeto, monitoramento e circulação do gás. Esta ferramenta, denominada PROKICK, disponibiliza para os técnicos e engenheiros envolvidos no controle de poço, funcionalidades de procedimentos operacionais, previsão de pressões e geração da planilha de controle voltadas principalmente para poços de lâmina d'água profunda. o aplicativo suporta, ainda, o tratamento de problemas de controle de poço com sistemas baseados em conhecimento, implementados através de regras de produção
Abstract: Many solutions based on computational systems have been adopted by petroleum industry for well control problems. None of this tools, however, treats operational issues with an integrated vision, that is, they do not associate the design procedures with operational procedures. They also do not regard the analysis of abnormal situations during deepwater well control operations. These facts affect the coordination of well control process, with detrimental consequences to well safety and operational costs. This dissertation presents the development and application of a computational tool that works with an integrated vision of well control process and includes tasks related to the well design concerning safety, kick detection and kick circulation out of the well. This tool, named PROKICK, offers to the technical personnel involved in well control operations, functionality to operational procedures, pressure behavior prediction and preparation of killsheet for deepwater wells. AIso, this tool supports the analysis of well control problems with knowledge systems, built with production roles
Mestrado
Mestre em Engenharia de Petróleo

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Castro, Fernando Collo Correa e. "Estudo de series temporais aplicado a perfis de poços de petroleo." [s.n.], 1995. http://repositorio.unicamp.br/jspui/handle/REPOSIP/287249.

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Abstract:

Orientadores: Chang Hung Kiang, Armando Zaupa Remacre
Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociencias
Made available in DSpace on 2018-07-20T20:27:14Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Castro_FernandoColloCorreae_M.pdf: 3583043 bytes, checksum: 44235b923293f319ed00fbd79a09751e (MD5) Previous issue date: 1995
Resumo: A análise de séries temporais é uma ferramenta que pode ser aplicada no estudo de fenômenos geológicos com o objetivo de simplificar e eventualmente explicar o comportamento de um determinado conjunto de dados. A construção de modelos de séries temporais no domínio da freqüência é útil em investigações exploratórias, onde o interesse principal é a identificação de registros periódicos ou quase periódicos. Confirmada a influência de fatores cíclicos no pacote investigado, modelos de séries temporais no domínio da freqüência podem ser úteis na correlação entre perfis eletro-radioativos. Para o caso específico de correlações de pacotes cíclicos, filtros de freqüência são utilizados para suprimir ou atenuar certos componentes harmônicos de uma determinada faixa de freqüência. No domínio do tempo é discutida a teoria de construção de modelos auto regressivos univariados e média móveL através da metodologia Box & Jenkins e são apresentadas aplicações destes modelos em perfis raios gama. Não foram considerados modelos multivariados. A análise de Fourier e auto correlações dos perfis revelaram ainda a presença de ciclos hierárquicos, que sugerem influências de fatores orbitais e climáticos durante a deposição sedimentar do pacote investigado, relacionados com os ciclos de Milankovitch de 23 ka e 41 ka
Abstract: Time series analysis is a tool of statistical theory that can be applied to geological phenomena to make an adequate estimate of some data sets. Time series can be described or implemented in ftequency domain (power spectrum) in order to identify hidden periodicity of data. Once cyclic factors are identified in sedimentary sequence, time series models can be proved useful in stratigraphical correlation either using electricallogs or core descriptions. Much of concem in this work was centered on examining the characteristics of gamma rays logs in the time domain, using parameter models, such as autoregressive or moving average ARIMA, of the Box & Jenkins method. The Fourier analysis and autocorrelations applied to an alternating limestone and marl succession of the Campos Basin, have detected cyclical fluctuations related to Milankovitch cycles of 23 kyr and 41 kyr
Mestrado
Mestre em Geoengenharia de Reservatorios

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Gravina, Carlos Cabral. "Simulação numerica do comportamento mecanico do sal em poços de petroleo." [s.n.], 1997. http://repositorio.unicamp.br/jspui/handle/REPOSIP/264323.

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Abstract:

Orientadores: Otto Luiz Alcantara Santos, Fernando Iguti
Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica
Made available in DSpace on 2018-07-23T13:34:55Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Gravina_CarlosCabral_M.pdf: 7303813 bytes, checksum: 059cd259cf8a0da67b056a6d4de50494 (MD5) Previous issue date: 1997
Resumo: O problema do fechamento das paredes do poço, ocasionando a prisão da coluna de perfuração ou o colapso dos tubos de revestimento, tem ocorrido quando um poço de petróleo atravessa certos tipos de formações salinas, devido ao pronunciado comportamento plástico dessas e, principalmente, devido ao seu comportamento de fluência ao longo do tempo. O aumento da temperatura e/ou da tensão que agem sobre esses sais acelera e agrava o comportamento de fluência dos mesmos, de tal forma que, quanto mais profundo o sal for encontrado, mais rápido se manifestará e mais intenso será o problema a enfrentar. Visando-se auxiliar o projetista do poço e o acompanhamento operacional da sua execução, foi elaborado um programa de computador com a finalidade de estimar o fechamento do poço ao longo do tempo em frente à zona de sal, simulando-se no programa as condições físicas relevantes que exercem influência sobre o comportamento mecânico do sal e que se esperam encontrar no poço. O Método dos Elementos Finitos foi empregado no desenvolvimento do programa, sendo o comportamento estático do sal simulado através da aplicação da teoria elástica linear sobre modelo de elementos triangulares em estado plano de deformações. O comportamento quase-estático ou a fluência do material no tempo foi representada pela aplicação de uma equação empírica de fluência do tipo potencial, utilizada por diversos pesquisadores em projetos de escavação de minas de sal e depósitos de lixo da equação fluência atômico. Essa é empregada para representar o comportamento primária ou transiente e se ajusta perfeitamente ao escopo deste trabalho. As equações diferenciais de equilíbrio quase-estático foram obtidas pelo princípio dos trabalhos virtuais e integradas no tempo utilizando-se do Algoritmo Explícito de Euler. Consideram-se as hipóteses da linear idade geométrica e isotropia do material. Realizaram-se simulações visando-se abranger um bom número de situações possíveis de serem encontradas nos poços de petróleo, sendo os resultados apresentados na forma de gráficos, acompanhados de análises e comentários
Abstract: Drilling incidents such as stuck pipe and collapsed casing string take place when some type of salt formations are drilled because of the high pronounced plastic behavior of the salt and the creep behavior as a function of time of this type of rock. The creep behavior becomes faster and more severe if temperature and/or pressure acting on the salt go up. The deeper the salt is found, the earlier and more intense the troubles caused by salt creep will be evident. A compute r program was written to estimate the borehole closure rate in front of a salt zone. It simulates the relevant physical conditions expected to be found in the well that influence the salt mechanical behavior. The program can assist the drilling personnel during the design and the execution phases of the well. The computer program uses the finite element theory. The static behavior of the salt was approached by using the linear elastic laws over triangular elements in Plane Strain state. The quasi-static behavior, or the salt deformation with time (salt creep), was approached by a power law empirical equation of creep, used by most of the researchers in underground excavations projects of salt mines or atomic waste repositories. The equation mentioned above is used to represent the primary or transient creep and fits very good to the physical conditions considered in this work. The quasi-static equilibrium differential equations were derived from the virtual work principIe and were integrated over the time by the use of Euler's Explicit AIgorithm. The material isotropy and geometric linearity were assumed in this work. Simulations were done covering most of the drilling situations found while drilling through moving salt formations. The results are showed through graphical outputs with some pertinent comments
Mestrado
Mestre em Engenharia de Petróleo

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Mendes, José Ricardo Pelaquim 1971. "Raciocinio baseado em casos aplicados ao projeto de poços de petroleo." [s.n.], 2001. http://repositorio.unicamp.br/jspui/handle/REPOSIP/263671.

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Abstract:

Orientador: Celso Kazuyuki Morooka
Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica e Instituto de Geociencias
Made available in DSpace on 2018-07-31T14:52:45Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Mendes_JoseRicardoPelaquim_D.pdf: 1749943 bytes, checksum: 5d89d4ca3458bd07a896f7890ffb6ff4 (MD5) Previous issue date: 2001
Doutorado

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Martins, Jason Alves. "Separador solido-liquido para operação em fundo de poços de petroleo." [s.n.], 2006. http://repositorio.unicamp.br/jspui/handle/REPOSIP/264088.

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Abstract:

Orientador: Eugenio Spano Rosa
Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica
Made available in DSpace on 2018-08-07T21:12:52Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Martins_JasonAlves_M.pdf: 1693632 bytes, checksum: 9c8933692155bfbbb91d774a1f849391 (MD5) Previous issue date: 2006
Resumo: O presente trabalho investiga os mecanismos de separação sólido-líquido em separadores tubo-ciclônicos. O trabalho é desenvolvido a partir de testes experimentais e simulação numérica. A etapa experimental investiga a influência do aumento de viscosidade sobre a eficiência do separador. Através de uma análise dimensional, os dados experimentais são reduzidos em grupos adimensionais. Obtem-se uma correlação entre a eficiência de separação e os grupos adimensionais. Ela revela como a eficiência depende dos parâmetros geométricos e operacionais do separador. A correlação obtida possibilita dimensionar estes separadores para cenários com elevada viscosidade. As simulações numéricas são realizadas utilizando um método de volumes finitos. O processo de separação é estudado através do adimensional Stokes. São introduzidos os conceitos de superfície de captura e tempo de residência de partículas. Define -se um importante parâmetro do escoamento, o comprimento de decaimento. Propõe-se um modelo unidimensional para o separador. Realiza-se com base neste modelo uma análise comparativa entre dois separadores. Os resultados são coerentes com dados experimentais e indicam quais características geométricas melhoram a eficiência do separador
Abstract: This work investigates the solid-liquid separation mechanisms in swirl tubes through experimental and numerical analysis. In the experimental phase, it is analyzed the impact of the viscosity increase on the separation efficiency of swirl tubes. The experimental data are reduced using dimensional analysis. A functional relationship between the separation efficiency and the dimensionless groups is obtained, allowing to calculate the separation efficiency dependency on the liquid viscosity, flow rate, particle size, and other geometrical parameters of the separator. This relationship helps to design these desander devices to scenarios with high viscosity. Numerical simulations are carried out in a structured grid using a finite volume method. Separation process is studied through the Stokes number. The concepts of capture surface and residence time of particles are introduced and an important flow field parameter, the length of decay is defined. A one-dimensional model is proposed for the swirl tube. A comparative analysis between two separators is done based on the one-dimensional model. The results are in agreement with experimental data and indicate which geometrical features help to improve the separator efficiency
Mestrado
Termica e Fluidos
Mestre em Engenharia Mecânica

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Carrillo, Arturo Naisa Veronica. "Integração de dados para analise de desempenho de poços de petroleo." [s.n.], 2008. http://repositorio.unicamp.br/jspui/handle/REPOSIP/263349.

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Abstract:

Orientadores: Jose Ricardo Pelaquim Mendes, Celso Kazuyuki Morooka
Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica, Instituto de Geociencias
Made available in DSpace on 2018-08-12T14:10:01Z (GMT). No. of bitstreams: 1 CarrilloArturo_NaisaVeronica_M.pdf: 9285828 bytes, checksum: cea4b1d24498e3db795cf1baac36b0bb (MD5) Previous issue date: 2008
Resumo: Neste trabalho é proposto um parâmetro, denominado de índice de desempenho do sistema, que permite estudar o desempenho de poços de petróleo. Um diferencial deste parâmetro é que ele utiliza dados reais e abundantes de campo que são medidos periodicamente. Tal índice permite, por exemplo, avaliar o desempenho e as tecnologias utilizadas nos poços. Usando este índice, verificou-se a influência da geometria do poço para um mesmo campo e uma mesma zona produtora, comparando o desempenho dos poços verticais, direcionais e horizontais. Comparou-se também o desempenho do tipo de contenção de areia para esse mesmo campo e essa mesma zona produtora. Os dados utilizados neste trabalho foram gentilmente fornecidos pela Petrobras.
Abstract: In this work a new parameter called the System Performance Index is proposed, which allows a more profound study of the performance of petroleum wells. An outstanding characteristic of this parameter is that it uses a large amount of field data measured periodically. This index allows the assessing of the performance and technologies used in the wells. This study presents a comparison of the performance of vertical, directional and horizontal wells. The sand control technologies used in the wells are also evaluated. Finally, the proposed parameter enables a practical analysis that can be implemented as a strategic tool for oilfield, performance and optimization studies. Data used in this work were kindly supplied by Petrobras.
Mestrado
Explotação
Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

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Roque, Jose Luiz. "Dimensionamento de revestimentos para poços profundos, poços direcionais e horizontais de longo afastamento horizontal pelo metodo do minimo custo global." [s.n.], 1992. http://repositorio.unicamp.br/jspui/handle/REPOSIP/263967.

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Abstract:

Orientador: Eric Edgar Maidla
Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica
Made available in DSpace on 2018-07-18T16:06:12Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Roque_JoseLuiz_M.pdf: 1845714 bytes, checksum: 53ebbc2e27a16a713678061a9d3bc51b (MD5) Previous issue date: 1992
Resumo: O objetivo principal deste trabalho consiste em apresentar algumas propostas para a otimização do dimensionamento da coluna de revestimentos. Assim são apresentadas 4 sugestões que podem ser incorporadas a programas de dimensionamento já existentes. Formula-se um procedimento de cálculo da resistência ao colapso .de "tubos não API", que apresentam resistência ao colapso superior aos seus equivalentes API, na mesma linha do procedimento estabelecido pela norma API BUL 5C3 (1) para os tubos API. Discute-se também a correção da resistência à pressão interna de tubos com conexão buttress, long thread e short thread, conexões essas que não conseguem impedir totalmente o vazamento de gás. Neste item também seguimos a orientação estabelecida pela norma API BUL Se3 para calcular os limites máximos de correção da resistência à pressão interna dos tubos, no caso iguais à pressão de vazamento na conexão, como definida pela norma. Outro ponto discutido neste trabalho é a determinação da força axial atuante na coluna de revestimento em poços direcionais. Compara-se os resultados obtidos para essas força, determinados pelo critério " verticalização da profundidade medida " (15) e pelo critério da "simulação da retirada da coluna" (18). Apresenta-se também um método de seleção de tubos para a montagem da coluna de revestimento, baseado no método do mínimo custo global, proposto por Wojtanowicz e Maidla (l8) . Este método está elaborado de tal forma que nos fornece sob quaisquer circunstâncias, a coluna de revestimento de menor custo possível que pode ser utilizada no poço. Foi utilizado um programa comercial (20) de cálculo de esforços em colunas de revestimentos para testar o método de seleção de tubos e otimização do dimensionamento. As sugestões apresentadas neste trabalho foram implementadas em um programa para computadores compatíveis com o IBM PC. A linguagem de programação utilizada é o Turbo Pascal 6.0 da Borland Internacional
Abstract: Not informed.
Mestrado
Mestre em Engenharia de Petróleo

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Oliveira, Eduardo Augusto Puntel de. "Analise de testes em poços injetores de agua." [s.n.], 1991. http://repositorio.unicamp.br/jspui/handle/REPOSIP/262883.

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Orientador: Kelsen Valente Serra
Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica
Made available in DSpace on 2018-07-19T04:53:40Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Oliveira_EduardoAugustoPuntelde_M.pdf: 3514650 bytes, checksum: 172a8c184ed7163f1fbd38e2a582ff7d (MD5) Previous issue date: 1991
Resumo: Soluções analíticas para diversos modelos de injeção de água em reservatórios de óleo são comparadas. Algumas analogias e conclusões interessantes são estabelecidas a partir dessas soluções, por exemplo, a respeito do fator de película medido em um teste de injeção. Um novo modelo semi-analítico para estudo de injeção de água é proposto. Também, um novo método, que dispensa técnicas de ajuste não linear, para estimativa das curvas de permeabilidade relativa ao óleo e à água a partir de dados de testes de injeção é desenvolvido
Abstract: Analytical solutions for different water injection models are compared and some interesting analogies and conclusions are established, for instance, concerning the measured skin factor in an injectivity testo A new semi-analytical model for water injection transient studies is proposed. Also, a new and simple method to estimate oil and water relative permeability curves from falloff and injection test data is developed, which makes no use of non-linear regretion techniques
Mestrado
Mestre em Engenharia de Petróleo

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Oliveira, Galileu Paulo Henke Alves de. "Estabilidade operacional de poços com gas-lift continuo." [s.n.], 1995. http://repositorio.unicamp.br/jspui/handle/REPOSIP/264334.

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Orientador: Francisco Jose Soares Alhanati
Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica
Made available in DSpace on 2018-07-21T12:46:24Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Oliveira_GalileuPauloHenkeAlvesde_M.pdf: 21214387 bytes, checksum: 7c4f31ed639a25116e863afb87dda313 (MD5) Previous issue date: 1995
Resumo: O método de elevação artificial gas-lift contínuo é responsável por uma parcela significativa da produção de petróleo, tanto em campos terrestres quanto em campos offshore.No entanto, poços produzindo por este método estão sujeitos a instabilidades. Estas instabilidades, manifestadas na forma de grandes variações nas vazões e pressões, acarretam uma redução da produção do poço, além de problemas operacionais nas plantas de processo e tratamento de óleo e gás. O fenômeno da instabilidade em poços com gas-lift contínuo foi estudado por diversos autores, essencialmente através de três enfoques diferentes: análise desenvolvida a partir de relações válidas para o regime permanente, abordagem transiente com solução numérica e abordagem transiente com solução analítica, esta última resultando em critérios analíticos de aplicação mais ou menos imediata. Estes enfoques implicam em diferentes graus de compromisso entre simplicidade, exatidão e generalidade. Este trabalho trata o fenômeno de instabilidade através uma abordagem transiente com solução numérica, com características, em certos aspectos, semelhantes a alguns trabalhos encontrados na literatura. O modelo desenvolvido faz uso de uma formulação unidimensional para o fluxo multifásico em escoamento vertical, incluindo a transferência de massa gás-líquido e com o escorregamento entre fases modelada através de uma equação algébrica para a velocidade relativa entre fases. A formação produtora foi tratada tanto segundo um modelo IPR linear quanto de um modelo de fluxo em meio poroso, radial, monofásico e transiente. O efeito desses dois modelos para a formação produtora sobre o comportamento transiente para o poço foi analisado. Restrições ao fluxo de gás e de líquido (chokes) foram acrescentadas ao modelo, mostrando ter um efeito considerável sobre a estabilidade. O controle da vazão de gás de elevação foi estabelecido através de um modelo para válvulas de gas-lift de orifício de fole carregado. O comportamento dos fluidos foi modelado segundo o método black-oil. Diversos tipos de comportamento foram observados, a depender da configuração estabelecida para o poço. Os resultados do modelo desenvolvido, obtidos através de simulação computacional, foram contrapostos a previsões dos critérios analíticos
Abstract: The continuous gas-lift method is responsible for a great share of the world oil production, in both onshore and offshore fields. However, some gas-lifted wells are faced with unstable behaviour. These instabilities, shown by huge variations in flow rates and pressures, imply decrease in the production of the well, and operational problems in the plants for oil and gas treatment. Studies of the phenomenon of instability in continuous gas-lift wells were carried out by several authors, basically through three different approaches: analysis based on steady state flow equations, transient approach using a numerical solution and transient approach using an analytical solution. The option for each one of these three implies a compromise among simplicity, accuracy and generality. This work treats the above cited phenomenon through a transient approach, with numerical solution, and has characteristics, in some aspects, similar to works already published. The model developed makes use of an unidimensional drift flux formulation to describe the vertical two-phase flow, accounting for mass transfer between the gas and the liquid phases. The gas-liquid slipping was taken into account through an algebraic equation for the relative velocity. The reservoir was described both by an IPR model, and a transient, radial, monophasic porous media flow. The effect of the reservoir model over the predicted well behaviour was discussed. Restrictions to the flow (chokes) were added to the model, resulting in important effects over the system stability. Orifice and bellows charged gas-lift valve models were also added, to describe closely the lift gas flow income into the tubing. Fluids phase behaviour was modelled using the black-oil method. Different types of well behaviour were observed, depending on the particular well characteristics. The developed model results, obtained through computer simulations, were compared to analytical criteria predictions
Mestrado
Mestre em Engenharia de Petróleo

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Camoleze, Zilander. "Modelamento estocastico integrando dadso de poços horizontal e verticais." [s.n.], 1993. http://repositorio.unicamp.br/jspui/handle/REPOSIP/287154.

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Abstract:

Orientadores: Armando Zaupa Remacre, Joel Carneiro de Castro
Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociencias
Made available in DSpace on 2018-07-19T10:47:34Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Camoleze_Zilander_M.pdf: 3448479 bytes, checksum: 4753261d95ee37352bc9b77a80e1aa73 (MD5) Previous issue date: 1994
Resumo: Enfatiza-se nessa tese, o uso de poço horizontal na caracterização de heterogeneidades de reservatório, em um conjunto com 19 poços verticais. Foi constituída uma vizinhança retangular de 500 m na direção este-oeste (E- W), 800 _ para norte-sul (N-S) e 18 m na vertical, a partir do topo do reservatório, de acordo com o ponto máximo de afastamento alcançado pelo poço horizontal em sua oscilante trajetória (datum inferior). Esse volume total foi discretizado com blocos de 20 m x 20 m x 1 m gerando 18 000 nós de simulação, sendo 25 na direção W-E, 40 para N-S e 18 na vertical. Partindo de um modelo conceitual geológico, estabeleceu-se um conjunto de eletrofácies que descrevessem quantitativamente os principais tipos litológicos (litofácies) do modelo conceitual, principalmente _m. base na variável porosidade efetiva, devido à sua correlação com a presença de hidrocarbonetos, mostrada, sobretudo, em descrições de testemunho. Sua propriedade é representar o volume de poros, que, teoricamente, estariam interconectados. O reservatório apresenta um grau extremo de heterogeneidade, com os intervalos mais porosos saturados preferencialmente. ESS2 característica decorre de um sistema. fluvial do tipo braided-channels, associado aos passos de deslocamento da fase molhante, quando do trapeamento. No o hidrocarboneto foi deslocado a baixas pressões de entrada, saturando mais eficientemente uma classe específica de porosidades. A caracterização geoestatística objetivou mostrar as relações espaciais, capturadas pelas funções variogramas (função de autocorrelação espacial), em quatro poços verticais testemunhados, no conjunto globalizado dos poços verticais na vizinhança considerada e no conjunto amostra! desses poços verticais, expandido com os dados condicionalizantes do poço horizontal. o modelo matemático de caráter preditivo foi obtido com o uso do algoritmo para a simulação gaussiana seqüencial (sgsim-biblioteca GSLIB). Com a finalidade de se conseguir inferências sobre o fator poço horizontal no contexto desses dados, foram estabelecidas duas opções que mostrassem relações distintas entre variografia e número de dados do conjunto amostral. Com isto, obteve-se um conjunto de 18 stices, sendo que foram escolhidos para representação aqueles referidos ao topo, parte mediana e basal (datom inferior), a 18 m abaixo do topo, totalizando 6 imagens horizontais e um grupo de seis imagens verticalizadas. Nas opções mencionadas, usaram-se os mesmos parâmetros, inclusive a mesma semente randômica. A opção 1 teve modelo variográfico particularizado aos poços verticais e à estrutura de dados relativa aos mesmos poços. O resultado apresentou uma maior uniformização dos valores simulados, enfatizando a maior continuidade espacial dos valores máximos. A opção 2 utilizou modelos variográficos obtidos a partir dos dados dos poços horizontal e verticais e esse próprio conjunto amostral. Essas condições resultaram em maior definição do comportamento na origem dos variogramas correspondentes e ganho de informações com maior detalhamento do comportamento espacial da variável simulada
Abstract: This thesis presents a stochastic model for the spacial distribution of effective porosity of heterogeneous fluvial reservoirs. The 500 m-wide and 800 m-long study area contains 19 vertical wells and a horizontal well with a 600 m-long "3D" trajectory. A 18 m-thick portion of the reservoir was investigated; this section is defined by the vertical oscillations of the horizontal well. The studied portion of reservoir was divided into blocks with dimensions of20 x 20 xl m or 18,000 cells. This procedure allowed the vertical resolution for simulation required by the large variability in effective porosity presented by the. reserve. Effective porosity was estimated by log-rock correlations, and oil-saturated horizons were constrained by a porosity cut-off of24%. Two types of simulation were developed: (1) simulation based on a variographic model calculated with information from vertical wells only; this simulation tends to show great porosity values with more continuous spatial distribution; (2) simulation based on a variographic model calculated with information from both the vertical and horizontal wells; in this case the estimated poro sities show a larger variability and a more complex distribution. All of these simulations were developed with the same randomic seed. The applied stochastic models were used in the simulation of a continuous variable (effective porosity), with a basic assumption of ordinary krigging. The three types of -simulation were compared to three horizontal views (slices) of the reservoir, respectively located at 1 m, 10 m, and 18 m bellow the top of the reservoir. In the third simulation listed above,' a total of six vertical views (cross sections) of the reservoir were obtained. Horizontal wells provide a more detailed description of the spatial variability of reservoir properties, supporting the development of more realistic variographic models; these, in turn, tend to improve reservoir stochastic simulations, by reducing the inferences involved in theoretical models
Mestrado
Mestre em Geoengenharia de Reservatorios

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Sampaio, Junior Jorge Hygino Braga. "Previsão da taxa de variação azimutal na perfuração de poços direcionais." [s.n.], 1989. http://repositorio.unicamp.br/jspui/handle/REPOSIP/264447.

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Abstract:

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

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Feller, Rafael. "Estudo do vazamento e captura de óleo em ambiente subaquátco." reponame:Repositório Institucional da UFSC, 2012. http://repositorio.ufsc.br/xmlui/handle/123456789/100944.

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Abstract:

Dissertação (mestrado) - Universidade Federal de Santa Catarina, Centro Tecnológico, Programa de Pós-Graduação em Engenharia Química, Florianópolis, 2012
Made available in DSpace on 2013-06-26T00:08:09Z (GMT). No. of bitstreams: 1 311767.pdf: 2519033 bytes, checksum: 0140bcb1f24e5adec57e2277cffbf636 (MD5)
A ocorrência de acidentes em processos de extração de petróleo offshore tem sido um sério problema em virtude de vazamentos e suas conseqüências. Além das perdas econômicas, há o grande impacto ambiental ocasionado por tais derramamentos, que causam danos à fauna, à flora e a ambientes naturais (praias, recifes, etc.). Nesse contexto, estudos experimentais envolvendo a captura de óleo antes de seu espalhamento e emersão e a habilidade de simular a fluidodinâmica desse sistema pode se constituir em um elemento-chave para o desenvolvimento de tecnologias de captura. Com o intuito de analisar o comportamento de jatos de óleo em direção ao meio subaquático e sua ocupação em um balão de captura, neste trabalho foi construída uma bancada experimental como cenário para montagem dos ensaios de vazamento. Foram realizados experimentos para análise do ponto de fragmentação do jato, onde foi possível determinar a altura em que ocorre a fragmentação em função da velocidade de injeção de óleo, o que pode servir como uma estimativa no posicionamento de um balão para a captura de óleo. Experimentos tratando da formação de emulsão dentro do balão de captura também foram realizados. De acordo com a taxa de vazão de óleo em direção ao aparato de captura e o volume ocupado pelo mesmo, seria possível o controle desse processo através de um sistema de drenagem do óleo de maneira a não ser necessária a substituição do balão em condições de campo. Nos experimentos de drenagem do óleo foi atestada a viabilidade desse processo que deve levar em conta a viscosidade do óleo em questão, pois essa propriedade tem grande influência no tempo necessário para a drenagem. Na avaliação da ascensão de óleo por uma mangueira aberta a pressão atmosférica constatou-se que a coluna de óleo pode atingir a certa altura acima da superfície. A partir das simulações foi possível a reprodução das alturas de fragmentação do jato de óleo de maneira compatível com o observado nos experimentos. Aspectos de difícil visualização nos experimentos foram simulados e constatado que, uma grande quantidade de água é arrastada pela coluna ascendente de óleo através do tubo, o que pode gerar um deslocamento de água desnecessário em processos de captura de óleo. Com a observação dos contra-fluxos no bocal de recepção foi possível visualizar a existência de um fluxo reverso de água que sai do balão prejudicando a entrada de óleo em processos de captura.

Abstract : The occurrence of accidents in the process of offshore oil drilling has been a serious problem because of leaks and their consequences. Besides the economic losses, there is a great environmental impact caused by such spills, which cause damage to fauna, flora and natural environments (beaches, reefs, etc.). In this context, experimental studies involving the capture of oil before its spread and emergence and the ability to simulate the fluid dynamics of this system may constitute a key element for the development of capture technologies. In order to analyze the behavior of jets of oil into the underwater environment and its occupation in a catch balloon, an experimental system has been developed. Experiments were performed to analyze the point of fragmentation of the jet, in which it was possible to determine the fragmentation height due to the oil injection speed, which can serve as an estimate on the positioning of a balloon to capture oil. Experiments treating the formation of emulsion in the catch balloon were also performed. In accordance with the rate of oil flow into the capture apparatus, and the volume occupied by the same, it would be possible to control this process by a drain system of the oil so as not to be necessary to replace the balloon under field conditions. In the oil drain experiments was certified the feasibility of this process that must take into account the viscosity of the oil in question, because this property has great influence on the time required for drainage. In the evaluation of the rise of oil through a hose open to atmospheric pressure it was found that the oil can flow through the column at a certain height above the surface. From the simulations it was possible to reproduce the high fragmentation of the oil jet in a manner compatible with that observed in the experiments. Aspects difficult to see in the experiments were simulated and found that a large amount of water is drawn upward by the column of oil through the tube, which can cause a displacement of unnecessary water in oil capture processes. By observing the counter-receiving flows in the nozzle was possible to visualize the existence of a reverse flow of water coming out the balloon impairing the oil inlet in capture processes.

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Cardoso, Junior Jose Venancio Lima. "Diagnostico de problemas em poços direcionais durante as manobras." [s.n.], 1992. http://repositorio.unicamp.br/jspui/handle/REPOSIP/263966.

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Abstract:

Orientador: Eric Edgar Maidla
Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica
Made available in DSpace on 2018-07-19T09:48:00Z (GMT). No. of bitstreams: 1 CardosoJunior_JoseVenancioLima_M.pdf: 2385820 bytes, checksum: f35dcc8a420690e1191604858b46796c (MD5) Previous issue date: 1992
Resumo: A presente Tese consiste em um sistema computacional de acompanhamento de manobras em poço aberto durante a perfuração de um poço de petróleo. É composto de 3 fases. A FASE I realiza automaticamente um pré-diagnóstico de possíveis problemas operacionais ou de poço, em tempo real, e o annazenamento de dados coerentes, necessários ao cálculo do fator de atrito aparente entre coluna e poço. Em caso de detecção de problema de poço, o programa permite uma investigação das seções anteriores para avaliação do tipo de problema possível. A FASE fi consiste na avaliação do comportamento do fator de atrito aparente com a profundidade, utilizando programa elaborado por Idagawa (3), e construção do gráfico Fator de Atrito x Profundidade. A FASE m inicia-se com a comparação gráfica do padrão obtido acima com padrões de problemas conhecidos. Em seguida há a elaboração de uma programação de descida de coluna composta de: Esquema gráfico da geometria do poço, relação de possíveis problemas (operacionais ou de poço) detectados na retirada da coluna, análise da tendência geral de problema de poço e finalmente sugestões de procedimentos para descida de coluna
Abstract: Not informed.
Mestrado
Mestre em Engenharia de Petróleo

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Choi, Kwon Il. "Modelo computacional dinamico lagrangeano - euleriano para escoamento bifasico em poços de petroleo." [s.n.], 1996. http://repositorio.unicamp.br/jspui/handle/REPOSIP/263573.

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Abstract:

Orientador: Maria Cristina de Castro Cunha, Sergio Nascimento Bordalo
Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica
Made available in DSpace on 2018-07-21T18:16:26Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Choi_KwonIl_M.pdf: 11167592 bytes, checksum: 3a4e847e7aae165842a98a7d85c33aa1 (MD5) Previous issue date: 1996
Resumo: Um novo modelo computacional foi introduzido para a simulação de escoamento bifásico vertical em regime transiente lento, visando apenas o fenômeno convectivo. Utilizam-se os conceitos do modelo de deslizamento juntamente com as relações constitutivas específicas dos regimes de escoamento em bolhas, pistonado e anular. O movimento da fase gasosa é tratado de forma Lagrangeana, ao passo que a conservação da massa de líquido e a conservação da quantidade de movimento da mistura são realizadas numa malha Euleriana. O modelo foi adaptado para simular vários fenômenos transientes convectivos de poços de petróleo equipados para a elevação pneumática (gas-lift). Os resultados indicam versatilidade e robustez do método para as condições de contorno que variam de maneira drástica, tais como: variação de vazões de fluidos, variações bruscas de restrição ao fluxo e até mesmo um fechamento completo do poço que, num instante anterior, estava aberto para fluxo pleno. O modelo é especialmente adequado para as simulações de fluxo descontrolado (kick) de gás e indução de surgência por meio de tubo flexível (jet-lift) pela sua capacidade de acompanhar as sucessivas posições de gás de forma contínua
Abstract: A new computational model is introduced for describing long-term transient aspects of two-phase vertical flow, focusing the convection phenomenon only. The model uses the concepts ofthe drift-flux model along with specific constitutive relations for bubble, slug and annular flow. The motion of gas is treated with Lagrangean cells, whereas mass and momentum conservation is done upon an Eulerian grid. The model has been adapted to simulate a number of convective transient phenomena occuring in gas-lift wells. The results indicate high versatility and robustness of the model to face severely changing boundary conditions like: varying production rate, sharp changes in the choke diameter and instantaneous shutdown of the flowing well at the surface. The model is specially suited to simulate gas kickand jet-lift operations due to its ability to follow the successive positions of the gas
Mestrado
Mestre em Engenharia de Petróleo

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Nakajima, Lincoln. "Otimização de desempenho de poços horizontais no desenvolvimento de campos de petroleo." [s.n.], 2003. http://repositorio.unicamp.br/jspui/handle/REPOSIP/262950.

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Orientador : Denis Jose Schiozer
Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica e Instituto de Geociencias
Made available in DSpace on 2018-08-03T18:01:46Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Nakajima_Lincoln_M.pdf: 5268607 bytes, checksum: 1b4073f642eb5417458da0279b7c40b2 (MD5) Previous issue date: 2003
Resumo: A definição da estratégia de produção é uma das tarefas mais importantes na engenharia de reservatórios e consiste em um processo bastante complexo devido à grande quantidade de variáveis envolvidas e à diversidade de objetivos. As variáveis estão relacionadas com características geológicas, fatores econômicos, e decisões como alocação de poços, número de poços produtores e injetores, condições operacionais e cronograma de abertura dos poços. Os objetivos dependem do tipo de análise e normalmente estão relacionados com a maximização de lucros, de produção, ou minimização de custos e riscos. Nos últimos anos, a utilização de poços horizontais nas estratégias de produção tem crescido, especialmente em campos marítimos, devido ao desenvolvimento tecnológico e às vantagens em relação aos tradicionais poços verticais. Poços horizontais, porém, possuem uma interação mais complicada com o reservatório, envolvendo uma maior quantidade de parâmetros, e tornando o estudo mais complexo. Este trabalho propõe uma metodologia para auxiliar o processo de otimização do desempenho de poços horizontais no desenvolvimento de campos de petróleo, utilizando simulação numérica de reservatórios. Reservatórios com diferentes características são avaliados para tornar a metodologia mais abrangente
Abstract: The definition of a production strategy is one of the most important tasks in reservoir engineering. It is a complex process because it involves a high number of parameters and objectives. These parameters are basically related to geological characteristics, economic scenario, number of production and injection wells, well placement, operational conditions and well scheduling. The objectives depend on the type of analysis and they are usually related to profits and production maximization, costs minimization or both. In the last years, the use of horizontal wells on production strategies has increased significantly, especially in offshore production, due to technological improvement and advantages when compared to vertical wells. However, horizontal wells have a more complicated interaction with the reservoir, involving a greater number of variables, thus making decision process harder. This work presents a methodology to optimize performance of reservoirs developed with horizontal wells, by using numerical reservoir simulation to provide production forecast. Different reservoir models are simulated in order to draw general conclusions
Mestrado
Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

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Silva, João Paulo Quinteiro Gonçalves da. "Uso de poços inteligentes em desenvolvimento de campos de petroleo sob incertezas." [s.n.], 2008. http://repositorio.unicamp.br/jspui/handle/REPOSIP/265429.

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Orientador: Denis Jose Schiozer
Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica, Instituto de Geociencias
Made available in DSpace on 2018-08-12T19:34:49Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Silva_JoaoPauloQuinteiroGoncalvesda_M.pdf: 5149451 bytes, checksum: 0588a7078400ea1cbb54d59cc80777ae (MD5) Previous issue date: 2008
Resumo: A escolha da estratégia de produção é uma das tarefas mais importantes para garantir o sucesso do desenvolvimento de campos de petróleo. Dentro deste contexto, destaca-se o recente uso de poços inteligentes, que são divididos em segmentos com dispositivos que, por sua vez, possibilitam o monitoramento e maior controle da produção, em tempo real. Embora o desempenho esperado desses poços seja superior aos convencionais, em termos de maximização de produção de óleo e minimização de produção de água, não há garantias de que essa vantagem represente um desempenho econômico superior, devido aos investimentos adicionais necessários. Trabalhos recentes vêm sendo feitos para a comparação desses dois tipos de poços. Contudo, observa-se que, em muitas dessas comparações, as estratégias com poços inteligentes são otimizadas com maior cuidado e, conseqüentemente, apresentam melhores resultados. Isto pode implicar falta de confiabilidade do processo. A presente pesquisa tem por objetivo criar uma metodologia de comparação justa entre poços inteligentes e convencionais. Foi desenvolvido um procedimento de otimização da estratégia de produção, aplicável aos dois tipos de poços, considerando inicialmente cenário determinístico. Esta metodologia conta também com a disponibilidade de plataformas com diferentes capacidades de produção. Foi ainda estudado o impacto de incertezas e heterogeneidades no processo. Ao final, realizou-se uma análise de decisão, considerando estratégias de poços convencionais e inteligentes, além da capacidade da plataforma, com o objetivo de direcionar a escolha do tomador de decisão. Procurou-se mostrar que a metodologia de otimização da estratégia é eficaz, no sentido de promover uma comparação criteriosa de ambos os poços estudados. Para o exemplo determinístico, de baixa heterogeneidade, as estratégias otimizadas, de poços convencionais e inteligentes, apresentaram poucas diferenças. Com a adição de incertezas e aumento da heterogeneidade, especialmente pelos canais de alta permeabilidade, os poços inteligentes passaram a apresentar vantagens. Foi mostrado ainda que as comparações entre esses dois tipos de poços resultam em diversas opções possíveis de serem aplicadas, com vantagens e desvantagens para os dois lados. A escolha depende de vários fatores; alguns desses fatores, principalmente características do caso e cenário econômico, podem ser considerados como parte do problema e devem ser tratados estatisticamente para a decisão do emprego ou não de poços inteligentes. Outros fatores são específicos para a tomada de decisão, tais como: objetivos da empresa, interesses particulares de cada projeto e aversão ao risco do tomador de decisão. A influência destes fatores no processo de otimização afeta também a decisão de utilizar ou não poços inteligentes
Abstract: The selection of a production strategy is one of the most important tasks to ensure success of petroleum fields development. In order to improve the performance of fields, the use of smart wells is becoming a common practice. In such wells, devices like valves and sensors are able to monitor and control the production in real time, adding flexibility to the operation. However, it is possible that the expected gain of these wells production does not pay off the required additional investments. Recent works compare smart and conventional wells but, generally, the smart wells strategies are optimized heeder, so that they have shown best results; this could yield lack of reliability to the process. The objective of this work is to develop a production optimization methodology allowing a fair comparison between smart and conventional wells. A methodology of production strategy optimization, which considers the availability of different production capacities, was developed and applied to both the conventional and smart wells. The methodology was applied to a slightly heterogeneous reservoir, considering a deterministic case. As a second step, the impact of uncertainties and heterogeneities on the optimized strategies was studied. Finally, a decision analysis was discussed, considering smart and conventional strategies and platform capacity. The main objective of the developed methodology was to provide reliability in the optimization process. In the deterministic example with low heterogeneity, the results showed small differences between the two alternatives. However, with the addition of uncertainties and with the increase of the heterogeneity, smart wells presented some advantages. It was shown, in the process to compare the two wells, that many possible strategies can be applied with advantages and disadvantages to both kind of wells. The differences are generally small and the choice depends on several factors. Some of this factor, especially the characteristic of the case and economic scenario, can be considered as a part of the problem and must be handling statistically. Other factors are specific of the decisionmaking process, such as: objectives of the company, particular interest of each project and risk aversion from the decision maker. The influence of these factors in the optimization process affects de decision to use or not smart wells
Mestrado
Reservatórios e Gestão
Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

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Aderaldo, Ricardo Costa. "Analise de espaçamento entre poços utilizando modelagem estocastica e dados de afloramento." [s.n.], 1994. http://repositorio.unicamp.br/jspui/handle/REPOSIP/287081.

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Abstract:

Orientadores: Armando Zaupa Remacre, Paulo Roberto Ballin
Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociencias
Made available in DSpace on 2018-07-19T22:28:09Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Aderaldo_RicardoCosta_M.pdf: 6349620 bytes, checksum: 22cb1a102c6fc19a46c4317277c3035a (MD5) Previous issue date: 1994
Resumo: Este trabalho se propõe a analisar, em uma aplicação de campo, a influência do espaçamento entre poços na recuperação primária de óleo utilizando, para caracterização das heterogeneidades, informações de reservatórios análogos aflorantes e técnicas geoestatísticas. Para cada espaçamento, obtém-se o fator de recuperação de óleo mais provável e uma faixa de variação em torno deste valor com o grau de incerteza a ela associada. A metodologia utilizada envolve as seguintes etapas: modelagem da arquitetura geológica das eletrofácies da Zona 400 do Campo de Canto do Amaro, situado na Bacia Potiguar Emersa, utilizando-se um algoritmo de simulação gaussiano truncado, SGT; quantificação das incertezas geológicas desta modelagem, através da ordenação das respostas de produção obtidas nas simulações numéricas de fluxo das diversas imagens equiprováveis; análise da redução de espaçamento das realizações de percentis 10, 25, 50, 75 e 90%; e a obtenção, para cada espaçamento, da curva de distribuição de freqüência acumulada aproximada do fator de recuperação de óleo. Observou-se que o espaçamento entre poços influencia diretamente a recuperação primária de óleo do reservatório analisado. Constatou-se, também que, com a redução do espaçamento, há um crescimento na recuperação até atingir um valor máximo, a partir do qual ocorre uma redução da mesma. Este comportamento deve-se a um efeito de retardamento da atuação do aqüífero de fundo na manutenção de pressão, causado pelo aumento da taxa de drenagem do reservatório
Abstract: This 'work analyzes the influence of well spacing on primary oil recovery in one real reservoir using outcrop data and geostatistic techniques (gaussian truncated simulation) to describe the reservoir. For each well spacing a recovery factor and its variation range as well as the respective uncertainty are obtained. It was observed that oil recovery increases with reduction in well spacing up to a maximum value when the botton water aquifer reduces its effect due to excessive reservoir drainage. Studies of probabilities such as this work can be useful to aid decisions and to make it possible to utilize risk analysis for reservoir management
Mestrado
Mestre em Geoengenharia de Reservatorios

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Doria, Maria Assunção Fontenele Soares. "Analise de testes em poços injetores de soluções polimericas." [s.n.], 1995. http://repositorio.unicamp.br/jspui/handle/REPOSIP/286860.

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Abstract:

Orientador: Kelsen Valente Serra
Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociencias
Made available in DSpace on 2018-07-20T06:11:28Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Doria_MariaAssuncaoFonteneleSoares_M.pdf: 6127841 bytes, checksum: 98158a624c80edd34f0b7ba52b48a1c4 (MD5) Previous issue date: 1995
Resumo: As soluções poliméricas vêm sendo freqüentemente utilizadas na indústria de petróleo em projetos de recuperação suplementar, com o objetivo de melhorar a eficiência dos projetos convencionais de injeção de água. O deslocamento destas soluções no meio poroso apresenta características peculiares como os efeitos não newtonianos, que se expressam pela variação da viscosidade da solução em função da vazão de injeção. Neste trabalho são apresentados os métodos de interpretação existentes na literatura para análise de dados de pressões obtidos a partir de testes de injeção e de decaimento de pressão em reservatórios contendo fluido não newtoniano com modelo de potência. Com o auxílio de um simulador numérico totalmente implícito, desenvolvido na PETROBRÁS/CENPES, foram simulados e interpretados testes de injeção e de decaimento de pressão em um reservatório contendo fluido não newtoniano com modelo de potência. É apresentada a solução analítica para o caso do deslocamento imiscível unidirecional de um fluido newtoniano (óleo) por um fluido não newtoniano (solução polimérica) no meio poroso e ainda uma extensão para o caso do deslocamento radial, que foi desenvolvida neste trabalho. Um estudo detalhado do "estado da arte" é apresentado e propostas para novas investigações são fornecidas
Abstract: Dilute polymer solutions have been used in Enhanced Oil Recovery (EOR) to improve the efficiency of conventional water flooding projects. The displacement of these solutions in porous media has many unique characteristics like, for example, non-Newtonian viscous efIects. In this work well test analisys procedmes existent in the literature for analyzing injection and falI ofI data for non-Newtonian power-Iaw fluids are presented. Using a fully implicit numerical reservoir simulator developed at PETROBRÁS Research Center (CENPES), injection and fali ofI tests for non-Newtonian power-Iaw fluids were simulated and analyzed. An analytical solution for one-dimensional (linear flow) immiscible displacement of a Newtonian fluid (oil) by a non-Newtonian fluid (polymer) in porous media is also presented. Extension for radial flow is developed. A comprehensive state of the art is detailed and proposals for new investigations are fumished.
Mestrado
Geoengenharia de Reservatorios
Mestre em Geociências

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Mezzomo, Cristina Cledia 1976. "Otimização de estrategias de recuperação para campos de petroleo." [s.n.], 2001. http://repositorio.unicamp.br/jspui/handle/REPOSIP/264691.

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Abstract:

Orientador: Denis J. Schiozer
Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica
Made available in DSpace on 2018-07-28T12:55:58Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Mezzomo_CristinaCledia_M.pdf: 1491987 bytes, checksum: 81792c9c86ca0be6153b06b02109d913 (MD5) Previous issue date: 2001
Mestrado

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Leitão, Junior Helio Caetano Frota. "Metodo rigoroso de controle de kick para diversos tipos de poços." [s.n.], 1990. http://repositorio.unicamp.br/jspui/handle/REPOSIP/263950.

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Abstract:

Orientador: Eric Edgar Maidla
Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica
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Resumo: A necessidade de pesquisa adicional para operações de controle de kick é caracterizada pela utilização de novas técnicas de perfuração de poços (direcionais, horizontais, delgados). Historicamente são citadas grandes perdas em bens materiais e vidas humanas antes da realização de pesquisa para as operações de controle hoje usadas, mas ainda não adequadas às novas técnicas de perfuração que têm crescente utilização em nossos dias...Observação: O resumo, na íntegra, poderá ser visualizado no texto completo da tese digital
Abstract: The continuos developments of the drilling techniques such as slim hole drilling, directional and horizontal drilling, etc., have demanded more research concerning well control operations. Historically, a great trugle took place to reach the current technology on well control methods, that have been costly to the industry financially and through the loss of human lives, but nevertheless we haven't reached adequate levels of knowledge to meet the demands of the drilling techniques used today...Note: The complete abstract is available with the full electronic digital thesis or dissertations
Mestrado
Mestre em Engenharia de Petróleo

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Vidal, Jose Oliveira. "Analise automatizada de testes de pressão em poços não surgentes." [s.n.], 1989. http://repositorio.unicamp.br/jspui/handle/REPOSIP/264580.

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Abstract:

Orientador: Antonio Claudio de França Correa
Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia de Campinas
Made available in DSpace on 2018-07-17T18:18:54Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Vidal_JoseOliveira_M.pdf: 5238953 bytes, checksum: c80a390f5de0accc740495bdb2e59243 (MD5) Previous issue date: 1989
Resumo: Este trabalho apresenta um método para interpretação de teste de pressão em poços não surgentes (ou DST). O método faz um ajuste dos dados de campo com os dados gerados por modelo teórico de reservatório, usando uma técnica de regressão irrestrita, não linear sob o critério dos quadrados mínimos, acoplado a um algoritmo de inversão numérica de transformada de Laplace para os dados de pressão de fluxo e estática. Obteve-se a solução da pressão no poço por técnica de transformadas de Laplace, modelando o teste de formação como sendo um "slug test" com uma mudança brusca de estocagem. Os gradientes de pressão necessários para implementar a técnica de regressão foram determinados analiticamente e depois invertidos numericamente para o espaço real usando o algoritmo de Stehfest. Analisou-se o período de fluxo, o período de estática e ambos os períodos simultaneamente (um ciclo completo) do teste de formação para o caso de um reservatório homogêneo, infinito com fluxo radial para o poço e incluindo os efeitos de estocagem e "skin" (positivo ou negativo). Esta analise fornece a pressão estática inicial do reservatório. a permeabilidade da formação e o dano no poço. Atribuiu-se pesos individuais aos dados de pressão vs tempo para compensar os efeitos de flutuação devido instabilidade dos registradores de pressão. Analisou-se testes com dados reais e simulados para ilustrar a aplicação do método e verifico u-se os resultados com um algoritmo de diferenças finitas. Embora não seja necessária a determinação da vazão de fluxo para esta analise. é de vital importância a estimativa da densidade média dos fluidos produzidos. Este método reduz o tempo gasto para analise do teste e elimina a subjetividade da interpretação
Abstract: This papel presents a method for automatic interpretation of drillstem tests when produced fluids do not fill the drillstrinq. The method matches the field data with theoretical reservoir models using an unconstrained, nonlinear, least-squares regression technique coupled with numerical Laplace inversion of both flowing and shut in pressures. The solution for the pressure at the wellbore has been obtained by Laplace transformation. by modeling a drillstem test as a slug test with a step change in wellbore storage. The parameter gradients needed to implement the regression technique were determined analytically and then numerically inverted to real space using the Stehfest algorithm. Analysis of the flow period. of the shut in period and of both periods (one complete cycle) of a drillstem test were done for a single, homogeneous and infinite system with wellbore storage and skin effect (both positive and negative). This analysis may provide the initial reservoir pressure, the formation permeability and the skin effect factor. The pressure vs time data points have been property weighted in order to eliminate the effects of fluctuations or instability on data aquisition device. Simulated pressure tests and actual field data are analyzed to illustrate the application of the method. The results are checked by a finite difference algorithm. Although applications flow rate measurements are not required for the of the proposed method, it is very important to estimate correctly the average density of the produced fluids for a good interpretation of the test. The method reduces the time to perform drillstem test analysis and minimizes the subjectivity of interpretation
Mestrado
Mestre em Engenharia de Petróleo

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Idagawa, Luiz Seiitiro. "Estudo do diagnostico de problemas na perfuração de poços direcionais." [s.n.], 1990. http://repositorio.unicamp.br/jspui/handle/REPOSIP/263976.

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Abstract:

Orientador: Eric Edgard Maidla
Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica
Made available in DSpace on 2018-07-13T21:59:03Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Idagawa_LuizSeiitiro_M.pdf: 5264398 bytes, checksum: 466034015f3050b49fd49427028790a8 (MD5) Previous issue date: 1990
Resumo: O Estudo do Diagnóstico de Problemas na Perfuração de Poços Direcionais, baseia-se em analisar os esforços de torque e arraste durante as movimentações de colunas de perfuração ou de revestimentos no interior do poço. Estes esforços quando comparados com os valores previstos, podem servir como parâmetros adicionais importantes para a avaliação das condições mecânicas do poço, possibilitando assim, identificar com antecedência possível prisão de coluna que possa ocorrer e evitar ou minimizar tempo adicional de sonda, de alto custo operacional, para solucionar tal problema. O acompanhamento da variação do fator de atrito em função da profundidade, pode auxiliar também no diagnóstico de problemas mecânicos do poço...Observação: O resumo, na íntegra, poderá ser visualizado no texto completo da tese digital
Abstract: Not informed.
Mestrado
Mestre em Engenharia de Petróleo

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Chipindu, Njalo Socrates Chipongue. "Pos-analise em problemas de perfuração de poços maritimos de desenvolvimento." [s.n.], 2010. http://repositorio.unicamp.br/jspui/handle/REPOSIP/263688.

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Abstract:

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

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Capucci, Edson Correa. "Simulação de descarga de poços atraves de valvulas de "gas lift"." [s.n.], 1990. http://repositorio.unicamp.br/jspui/handle/REPOSIP/262888.

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Abstract:

Orientador: Kelsen Valente Serra
Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica
Made available in DSpace on 2018-07-13T22:00:00Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Capucci_EdsonCorrea_M.pdf: 2882400 bytes, checksum: 13b3ab147707bb3d0e0c4e0b0117c49b (MD5) Previous issue date: 1990
Resumo: O projeto e a análise de colunas de "gas-lift"em poços de petróleo têm sido realizados até o presente momento sem consideração dos efeitos transitórios do fluxo multifásico em coluna de produção. Este trabalho estuda o fenômeno transitório da descarga de um poço equipado com válvulas de "gas-lift"desde a sua condição estática (poço morto), até a condição de fluxo estabilizado. Inicialmente o espaço anular pode conter líquido que é deslocado de forma tampão pelo gás injetado. O reservatório é representado por sua curva de produtividade (IPR). Para resolver este problema, foi elaborado um modelo computacional baseado nas equações de conservação da massa do líquido e do gás, e na equação da conservação da quantidade de movimento da mistura. Este modelo acopla o fluxo no espaço anular com o fluxo na coluna de produção através das válvulas de "gas-lift". Transferência de massa entre as fases não é considerada. Variáveis operacionais da coluna de produção (Pressão, P, Fração de Líquido com Escorregamento, HL, Velocidade Superficial do Líquido, VsL, Velocidade Superficial do Gás, Vsg ) são analisadas em função do tempo e da profundidade. A vazão de gás injetado na superfície, as vazões de líquido e gás através das válvulas de "gas-lift", bem como a pressão em cada ponto do anular, são também monitoradas com o tempo. Novas propostas são sugeri das para a análise e projetos de instalações de "gas-lift"
Abstract: The analysis and design of gas lift strings in oil wells have been done without considering the transient effect of multiphase flow in pipes. The reason for this relies on the complexities involved in such a phenomenon. This work considers the transient aspects of unloading gas lift wells since the initial static conditions (dead well) until the condition of stabilized flow. At the begining, the annulus may contain-liquid, which is pushed in a piston like manner by the injected gas. The reservoir is represented by its Inflow Performance Relationship Curve (IPR). The problem is solved by a computeI' model based on the liquid and gas mass conservation lp,ws and the momentum conservation law of the mixture. The model couples the annulus and the upward vertical flow through the gas lift valves. Mass transfer between phases is not considered. Operational variables (pressure, superficialliquid and gas velocities, slippage liquid holdup) are displayed as function of time and depth. Gas injection rate at surface, liquid and gas rate through the valves, as well as pressure profiles in the annulus space are also monitored with time. Proposals for new analysis and design of gas lift instalations are furnished.
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Filoco, Paulo Roberto. "Modelamento de poços em simulação numerica de reservatorios considerando fluxo multifasico." [s.n.], 1990. http://repositorio.unicamp.br/jspui/handle/REPOSIP/264751.

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Orientador: Fernando Rodriguez de la Garza
Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas
Made available in DSpace on 2018-07-13T22:02:12Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Filoco_PauloRoberto_M.pdf: 1330639 bytes, checksum: f28b99ffd3f2ce1d43d4dbbe4a4a7926 (MD5) Previous issue date: 1990
Resumo: Os simuladores numéricos de reservatórios, de modo geral, utilizam modelos de poço cujo desenvolvimento é baseado no fluxo monofásico. Normalmente esta aproximação é satisfatória, mas em certas condições podemos incorrer em erros significativos no cálculo das vazões dos fluidos e pressão de fluxo no poço. Tal fato ocorre quando se tem gradientes elevados de pressão e saturação próximo aos poços, devido às condições de produção, aliado à utilização de malha cartesiana com blocos relativamente grandes. No presente estudo, pretende-se estender os conceitos oriundos da teoria de teste em poços em condições de fluxo multifásico, para obter um modelo de poço multifásico, utilizável em simulação numérica de reservatórios. O modelo proposto neste trabalho, estima saturações e pressões a partir de uma equação que relaciona saturação e pressão, equação esta, obtida através da combinação adequada das equações diferenciais da difusividade do óleo e do gás. O ponto de partida do cálculo analítico, para a obtenção dos perfis de pressão e saturação, é a posição na qual ocorre a pressão e a saturação calculados pelo simulador, para o bloco do poço. Esta posição foi também objeto de análise do presente estudo. A partir deste ponto até o poço, obtem-se os perfis detalhados de pressão e saturação e calcula-se as vazões de óleo e gás através de integração numérica. São discutidas as condições de aplicação do método proposto, bem como um procedimento para sua utilização
Abstract: Numerical reservoir simulators, in general, use well models based on extensions of single-phase flow relations to the multiphase flow problem. Normaly, this approach is satisfatory, but under certain conditions, significatives erros in the calculation of rate of fluids and weflbore pressure may happen. This occurs, wher we have high pressure and saturation gradients in the neighborhood of the wells, by the prodution condition and use of an orthogonal grid with large well block. This study, extends well testing concepts for multiphase flow, in order to develop a multiphase well model for numerical reservoir simulation applications. The well model presented in this work calculates saturations and pressures throug an equation to relate saturation and pressure. This equation is obtained by combination of oil and gas difusivity equations. The start point of the analitical calculation in order to obtain the pressure and saturation distribution is the position of the well block pressure and saturation calculated by the simulator. This position has been object of analyse in this present study. With pressure and saturation distribution, oil and gas rates can be calculated by numerical integration. The conditions for application of the proposed method and the procedure for its utilization are described
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Mendes, Luiz Carlos Cronemberger. "Analise de testes de poços utilizando deconvolução de pressão e vazão." [s.n.], 1989. http://repositorio.unicamp.br/jspui/handle/REPOSIP/265484.

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Orientadores : Martin Tygel , Antonio Claudio de França Correa
Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia de Campinas
Made available in DSpace on 2018-07-17T18:17:10Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Mendes_LuizCarlosCronemberger_M.pdf: 2727196 bytes, checksum: c82c65a6af24ebf2c58d443af146b268 (MD5) Previous issue date: 1989
Resumo: Resumo: A análise de testes de poços pode ser feita com maior segurança quando dados simultâneos de pressão e vazão na face da formação são disponíveis. O processo de deconvolução pode ser usado para encontrar a resposta de pressão resultante caso a produção tivesse sido efetuada com vazão constante. Esta resposta, com efeitos de estocagem minimizados, pode então ser interpretada usando os métodos convencionais de análise......Observação: O resumo, na íntegra, poderá ser visualizado no texto completo da tese digital
Abstract: Well test analysis can be done with more reliability when both bottomhole pressures and sandfaced flow rates are available. The deconvolution process can be used to obtain the pressure data that would result from production at a constant sandface rate.....Note: The complete abstract is available with the full electronic digital thesis or dissertations
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Assmann, Benno Waldemar. "Previsão do comportamento de pressão e temperatura transitorios em poços de petroleo e oleodutos." [s.n.], 1993. http://repositorio.unicamp.br/jspui/handle/REPOSIP/265080.

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Orientadores: Ibere Nascentes Alves, Luis Felipe Mendes de Moura
Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica
Made available in DSpace on 2018-07-20T11:27:18Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Assmann_BennoWaldemar_M.pdf: 4090933 bytes, checksum: 8e6f751c1c94f99b38e1e24296d3f142 (MD5) Previous issue date: 1993
Resumo: A previsão de temperatura e pressão transitória em tubulações e poços que escoam misturas bifásicas de hidrocarbonetos é de fundamental importância no que diz respeito ao projeto de instalações de produção. A deposição de sólidos tais como parafinas, asfaltenos e etc. só pode ser corretamente prevista se for possível determinar o estado dos fluidos em cada ponto da tubulação. A deposição de sólidos assim como a previsão de condições de operação na calibração de válvulas de gás Iift e a influência da variação da temperatura nas. condições hidrodinâmicas do escoamento, são alguns dos problemas que podem ser resolvidos por este tipo de previsão. Neste traba1ho, um modelo para calcular pressão e temperatura transitórios em poços de petróleo e oleodutos é desenvolvido a partir da solução numérica de um sistema de equações de conservação. São levados em conta os' efeitos de deslizamento entre as fases, transferência de calor transitória para as formações, transferência de massa entre as fases e o comportamento termodinâmico das fases. A transferência de calor transitória em poços é resolvida no campo de Laplace e a transformada inversa é obtida, utilizando a convolução numérica aproximada por intervalos lineares e comparada com a modelagem transferência de calor pelo já clássico método de Ramey, desenvolvido para regime permanente hidrodinâmico e regime quase permanente de temperatura. Em oleodutos, adota-se solução semelhante a de Coulter & Bardon. Para a determinação das propriedades dos fluidos utiliza-se o modelo "black-oil". São obtidas soluções numéricas típicas tanto para escoamento águaar sem transferência de massa como para escoamento de gás-óleo com transferência de massa. Um estudo de variação de parâmetros indica quais são as variáveis do problema que maior influência tem na resposta do sistema. Finalmente são comparadas soluções numéricas de longo tempo com medições de temperatura em regime permanente feitas no campo para validação do modelo como preditor de temperaturas
Abstract: The transient pressure and temperature prediction in two-phase hydrocarbons mixtures flowing in wells and pipelines is fundamental in production pIants designo The soIid deposition like parafines, alfaltenes and so on, is correctly predicted only if the fluid states are known in aI1 sections of the pipeline. The soIid depositioo, the prediction of operational conditions for gas Iift valves caIibration and the effect of temperature variations the hydrodynamics conditions are some problems that such prediction can be helpful. In this work, a model to calculate the transient temperature and pressure in wells and pipelines is developed by the numeric solution of a set of conservation equations. It takes into account the effects of the drift between the phases, transient heat transfer to the ground formations, mass transfer between the phases, and the thermodynamics behavior of the phases. The transient heat transfer to the formation in wells is solved in the domain of Laplace and inverted by a numerical convolution approxlmated by linear sections and this solution is compared with the classical method developed by Ramey for hydrodynamic steady state and temperature quasi steady state. In pipeIines the numerical solution is similar to Coulter and Bardon expression. The fluids properties are caculated by the black-oil model. Typical numerical solutions are obtainned for air-water flow without mass transfer and for gas-oil flow with mass transfer. A parameter variation study indicates which variables has the major effects in the system response. Finally, long time numerical temperature solutions are compared with steady state field measures to valida te the model as a temperature predictor
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Grothe, Vinicius Perrud. "Estudo da filtração de fluidos reticulados em simulações fisicas de fraturamento hidraulico." [s.n.], 2000. http://repositorio.unicamp.br/jspui/handle/REPOSIP/263099.

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Orientador: Paulo Roberto Ribeiro
Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica
Made available in DSpace on 2018-07-26T01:53:08Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Grothe_ViniciusPerrud_M.pdf: 13157053 bytes, checksum: ca5b5de3f1248bcda2acaf689c74a79c (MD5) Previous issue date: 2000
Resumo: A perda de fluido por filtração é um dos aspectos fundamentais no projeto e na execução de operações de fraturamento hidráulico. Este trabalho teve como objetivos: o estudo da filtração associada à propagação de fraturas hidráulicas geradas em laboratório; e a comparação entre dois métodos para a determinação de coeficientes de filtração (análises de NoIte e de curvas de volume de filtrado vs. tempo). Foram utilizados corpos de prova de rocha sintética e géis reticulados com diferentes concentrações de polímero. O simulador fisico é constituído por uma estrutura de reação projetada para corpos de prova cúbicos (lOxlOxIO) cm3, os quais foram submetidos a um estado tridimensional de tensões. Foram usadas diferentes vazões de injeção com o objetivo de investigar o efeito do cisalhamento sobre o coeficiente global de filtração. Foram geradas fraturas radiais horizontais com diâmetros próximos, recorrendo-se ao controle do tempo de propagação. Coeficientes de filtração obtidos via análise de Noite foram comparados com coeficientes provenientes de células de filtração estática, considerando-se condições experimentais similares. Os resultados foram discutidos, concluindo-se que a simulação fisica de fraturamento constitui uma ferramenta útil para a avaliação da eficiência de fluidos e que também pode fornecer estimativas de coeficientes de filtração. A metodologia utilizada no trabalho consistiu numa técnica relativamente simples para a comparação da eficiência de diferentes géis de fraturamento
Abstract: The fluid loss plays an important role in the design and placement of hydraulic fracturing treatments. The main objectives of this work were: the study of the fluid loss associated with the propagation of hydraulic fractures generated at laboratory; and the comparison of two distinct methods for estimating leakoff coefficients (NoIte analysis and the filtrate volume vs. square root oftime plot). Synthetic rock samples were used as well as crosslinked fluids in different polymer concentrations. The physical simulations comprised the confinement of cubic rock samples, (10x10xl0) cm3, in a load cell for the application of an in situ stress field. Different flow rates were employed in order to investigate shear effects on the overallleakoff coefficient. Horizontal radial fractures were hydraulically induced with approximate diameters, what was accomplished by controlling the injection time. Overall leakoff coefficients determined by means of NoIte analysis were compared to coefficients obtained from static filtration tests, considering similar experimental conditions. The research results indicated that the physical simulation of hydraulic fracturing may be regarded as an useful tool for evaluating the efficiency of fracturing fluids and that it can supply reliable estimates of fluid loss coefficients. The experimental methodology applied in this work turned out to be a considerably simple technique which allowed comparisons of fracturing gels pursuing different leakoff properties
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Cerbato, Giovani. "Esquemas numéricos para a reconstrução do gradiente em malhas poligonais." reponame:Repositório Institucional da UFSC, 2012. http://repositorio.ufsc.br/xmlui/handle/123456789/100593.

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Abstract:

Dissertação (mestrado) - Universidade Federal de Santa Catarina, Centro Tecnológico, Programa de Pós-Graduação em Engenharia Mecânica, Florianópolis, 2012
Made available in DSpace on 2013-06-25T20:42:00Z (GMT). No. of bitstreams: 1 313170.pdf: 22183716 bytes, checksum: d094a1b22e6b2c14059900e708bd7751 (MD5)
Uma estratégia especial para a discretização de reservatórios de petróleo encontrada na literatura tem por princípio manter o uso das tradicionais malhas corner-point nas regiões afastadas dos poços e empregar malhas cilíndricas ao redor destes. A necessária conexão entre estes dois tipos de malhas é sugerida ser feita através de malhas de transição, cuja característica principal é apresentar volumes de controle genéricos com um número arbitrário de faces. Dando ênfase a este tipo de malhas, também denominadas na literatura por malhas poligonais, o presente trabalho tem como foco o estudo, a implementação e a análise de métodos de reconstrução explícita do gradiente nelas empregados. Os métodos de reconstrução têm como tarefa fundamental determinar os vetores gradiente associados a todos os volumes de controle de uma malha poligonal através de valores discretos de pressão, associados aos centroides desses volumes. Tais métodos podem ser divididos em dois grandes grupos: um deles se utiliza da fórmula de Green-Gauss, derivada do teorema da divergência, e o outro emprega os princípios do método dos mínimos quadrados. Testes em diferentes tipos de malhas poligonais e considerando diferentes funções, cada uma representando um campo de pressão ao longo do domínio, são realizados com o intuito de determinar quais métodos de reconstrução apresentam os melhores resultados numéricos e tempos computacionais razoáveis para serem executados. Os resultados numéricos são analisados de acordo com o índice de convergência do gradiente de pressão e também de acordo com a magnitude da norma do erro deste gradiente. A determinação daqueles métodos que melhor desempenham a sua função e apresentam uma boa relação custo/benefício é importante para os esquemas numéricos que se utilizam do resultado do gradiente para aproximar os fluxos através das faces dos volumes de controle poligonais. Um esquema numérico que emprega o princípio anterior é também apresentado neste trabalho. Dois casos são testados com o intuito de avaliar a metodologia numérica proposta.

Abstract : A special strategy for petroleum reservoir discretization found in the literature is based on the principle of maintain the use of the traditional cornerpoint grids in the regions away from the wells and employ cylindrical grids around them. The connection between these two types of grids is suggested to be made using transitional grids whose main characteristic is to be formed by control volumes with an arbitrary number of faces. This kind of grids is mostly known in the literature as polygonal grids. This work focuses on the study, the implementation, and the analysis of explicit gradient reconstruction methods employed with those grids. The purpose of these methods is to approximate the gradient vectors associated with all the control volumes of a polygonal grid using discrete values of pressure, localizated at control volume centroids. The methods belong to two main groups: one of them uses the Green-Gauss formula, derived from the divergence theorem, and the other one employs the least squares method. Tests on different types of polygonal grids and considering different functions, each one representing a pressure field in the domain, are performed in order to determine the gradient reconstruction methods that give more accurate numerical results in reasonable computational times. The numerical results are analyzed according to the convergence order of the pressure gradient and also according to the magnitude of the gradient error norm. The determination of the methods that show a good cost/benefit ratio is important for numerical schemes that need gradients for approximating the mass-flowthrough the control volumes interfaces. A numerical scheme applying gradient reconstruction methods to a singlephase flow model is also presented in this work. Two cases are tested in order to evaluate the numerical methodology proposed.

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Martins, Sergio Vasconcellos. "Efeitos transientes no projeto e analise de gas lift continuo." [s.n.], 1991. http://repositorio.unicamp.br/jspui/handle/REPOSIP/262917.

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Abstract:

Orientador : Kelsen Valente Serra
Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica
Made available in DSpace on 2018-07-14T01:45:36Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Martins_SergioVasconcellos_M.pdf: 2482873 bytes, checksum: 8ce784d7b8e28cde348fbf2acedd6392 (MD5) Previous issue date: 1991
Resumo: A descarga de um poço de petróleo por gas lift contínuo se desenvolve em condições de fluxo multifásico transiente, entretanto, os métodos de projeto disponíveis para a instalação do gas lift contínuo assumem escoamento em regime permanente desde a partida até a estabilização do poço. Utilizando um simulador computacional existente, que tem por base a equação da conservação da quantidade de movimento para a mistura e a equação da conservação da massa para as fases, este trabalho avalia os efeitos transientes do fluxo multifásico quando se tem espaçamento e regulagem de válvulas na coluna de produção obedecendo a um projeto convencional. Um método de projeto convencional é detalhado e em seguida três poços hipotéticos, primeiro dimensionados conforme o método descrito e depois tendo apenas duas válvulas na coluna, são submetidos ao simulador e os resultados confrontados e analisados sob o ponto de vista transiente. Especial ênfase é dada ao tempo total decorrido e volume de gás de injeção consumido durante a descarga. Paralelamente, se conduz uma análise de sensibilidade de alguns parâmetros do poço (pressão estática de reservatório, Pe; pressão de fluxo na superfície, Pcab; pressão disponível de gás de injeção, Pko; abertura do choke; grau API do óleo, o API; índice de produtividade, IP e razãO gás/óleo da formação, RGOF) envolvidos na descarga
Abstract: Oil wells unloading by gas lift is a transient phenomenon. However, available design and analysis methods for continuous flow gas lift installations are based on steady state flow conditions. This work uses a computer model (based on gas and liquid mass-conservation laws and mixture momentum-conservation law) to study multiphase flow transient effects in gas lift wells when valves distribution in the string and calibration are set based on conventional design methods. A conventional method of design is given in detail. Three hipothetical wells conventionally designed are then unloaded and analysed under transient flow conditions. After that, each hipothetical well with only two valves remained in the string is unloaded to verify the influence of the numbet of the valves and transient effects in the unloading processo This work devotes special emphasys to the time and lift gàs consumption during wells unloading. Also, some wells parameters have its sensibility analysis done (static reservoir pressure, Pe; desired head pressure, Pcab; kick off pressure, Pko; choke opening; oil o API; productivity index, IP; formation gas/oil ratio, RGOF)
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Moura, Luiz Sergio Saboia. "Estudo numerico da transferencia de calor e do gradiente de pressão na injeção de vapor saturado em poços de petroleo." [s.n.], 1991. http://repositorio.unicamp.br/jspui/handle/REPOSIP/263407.

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Abstract:

Orientador: Luiz Felipe Mendes de Moura
Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica
Made available in DSpace on 2018-07-14T01:55:27Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Moura_LuizSergioSaboia_M.pdf: 2584315 bytes, checksum: d45fddf33a540fce0fe677f87f01d925 (MD5) Previous issue date: 1991
Resumo: É objetivo primordial deste trabalho avaliar numericamente a transferência de calor e o gradiente de pressão que ocorrem no escoamento bifásico de vapor saturado ou água subresfriada no fluxo horizontal em tubulações aéreas ou enterradas e no fluxo vertical descendente na coluna de injeção de vapor de poços de petróleo. As perdas de calor ao longo do escoamento causam a condensação progressiva do vapor saturado chegando, em alguns casos, ao escoamento de água subresfriada. Esta condensação induz em mudanças no padrão de fluxo do escoamento bifásico bem como no coeficiente global de transferência de calor. Para isto, foram consultadas literaturas científicas visando a elaboração de um Modelo Matemático e Numérico. As equações da quantidade de movimento e da energia, por ser um problema não-linear, são resolvidas simultaneamente pelo método iterativo de Newton-Raphson. Finalmente, são partes integrantes deste trabalho a validação do modelo com dados de campo e a análise de alguns resultados obtidos através do mesmo objetivando, assim, um apoio técnico importante ao desenvolvimento de projetos de injeção de vapor na indústria do Petróleo
Abstract: The main objective of this work is to avaluate numerically the heat transfer and the pressure drop in the horizontal two-phase flow of saturated steam and hot water flow in air or underground pipelines, and in the downward flow at the steam tubing of the petroleum well. The heat loss during the flow induces a progressive condensation of saturated steam reaching, in some cases, the flow of hot water. This condensation results in changes in the two-phase flow pattern and in the global heat transfer coefticient. In this work, the scientific literature was studied in order to find out a mathematic and a numerical model.' The momentum and the energy equations are solved simultaneously by the Newton-Raphon method. Finally, the model validation through the available experimental data and the analysis oí some results, are included in this work, providing an important technical background to the development of steam injection projects in the petroleum industry
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Aquino, Carlos Guilherme Silva de. "Abordagem estocastica para estimativa de volume de hidrocarboneto usando dados sismicos." [s.n.], 1991. http://repositorio.unicamp.br/jspui/handle/REPOSIP/263803.

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Abstract:

Orientador: Armando Zaupa Remacre
Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica
Made available in DSpace on 2018-07-19T19:17:20Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Aquino_CarlosGuilhermeSilvade_M.pdf: 5000648 bytes, checksum: 8a26da0f405c72484662ddfa1af6ab7c (MD5) Previous issue date: 1991
Resumo: Este trabalho aborda uma das etapas fundamentais da estimativa de reservas, que é a estimativa de volume de hidrocarboneto do reservatório, inferindo-o desde a fase exploratória até o seu completo desenvolvimento. Ressalta, também, a importância dos dados sísmicos para esta estimativa, particularmente quando o reservatório atinge seu pleno desenvolvimento com poucos poços, típico de campos petrolíferos localizados o mar. A dissertação Apresenta como caso prático um reservatório da Plataforma Continental brasileira. o modelo estocástico utilizado baseia-se nas funções aleatórias gaussianas aplicadas às variáveis de amplitude sísmica, espessura e topo estrutural do reservatório. Aplica-se Ao modelo asimulação condicional geoestatística, usando os algoritmos das médias móveis bandas rotativas (turninq-bands)
Abstract: This work approaches one of fundamental steps of the reserva estimation, namely, the oil in place volume calculation, from the explorarory stage to the complete development of a reservoir. The importance of seismic data to this estimation is emphasized, particularly when the reservoir is completely developed with few wells, a common practice with offshore fields. A case study for a Brazilian offshore basin is presented. The stochastic model used to describe teh reservoir is based on Gaussian Functions applied to seismic amplitude, to reservoir structural top and to reservoir thickness. The model is solved by geostatistics conditional simulation, with turning-bands method
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Dissertations / Theses on the topic 'Poços de petroleo - Testes'

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