19 registros encontrados - programa Programa de Pós-Graduação não informado E área de concentração Geoengenharia de Reservatórios
Analise das incertezas envolvidas na modelagem de reservatorios no contexto geoestatistico
DISSERTAÇÃO - Português
Número de chamada: T/UNICAMP OL4a
Publicação: Campinas, SP : [s.n.], 1997.
Assunto: Incerteza
Resumo: A análise dos diversos algoritmos de krigagem e simulação estocástica possibilitou o entendimento do potencial e das limitações das...
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Resumo
Resumo: A análise dos diversos algoritmos de krigagem e simulação estocástica possibilitou o entendimento do potencial e das limitações das ferramentas geoestatísticas na modelagem de reservatórios. Esses algoritmos diferem em suas hipóteses básicas, faixa de aplicação, complexidade e eficiência computacional. Portanto, cada técnica tem seu uso a depender da fase de desenvolvimento do reservatório, dos objetivos do estudo, dos atributos que estão sendo modelados e, conseqüentemente, da quantidade e da qualidade dos dados disponíveis sobre o reservatório: dados sísmicos, geológicos e de produção. Assim, diante da diversidade de situações encontradas na modelagem estocástica de reservatórios, é imprescindível o entendimento das características das diferentes alternativas de simulação estocástica disponíveis, para que se possa escolher a metodologia mais adequada ao contexto que está sendo analisado. Nesta dissertação foram analisados os principais algoritmos de simulação estocástica e krigagem com o objetivo de facilitar a análise do tema incerteza. É importante ressaltar que as estimativas, simulações estocásticas e as conseqüentes avaliações de incerteza são dependentes do modelo adotado e de seus parâmetros. Em relação às krigagens, foram construídos intervalos de incerteza a partir de krigagens paramétricas, enfatizando as hipóteses adotadas. Verificou-se também a influência do aumento do número de dados condicionantes e da representatividade dos mesmos na melhor definição dos semivariogramas e na obtenção de estimativas mais representativas. Quanto a simulação estocástica, foram obtidas representações de incerteza como mapas de quantis, de probabilidade, de dispersão, etc. Foi implementado o algoritmo de simulação campo de probabilidade, sendo proposta uma alternativa específica para distribuição multivariada gaussiana. Enfim, a análise crítica de tópicos e problemas específicos sobre avaliação de incertezas evidenciam que muitos conceitos devem ser melhor entendidos, para possibilitar melhor utilização das ferramentas geoestatísticas e, conseqüentemente, melhor conhecimento de suas limitações. Dentre os diversos tópicos abordados, destacam-se: eqüiprobabilidade das realizações, flutuações ergódicas, número de realizações necessárias para cobrir adequadamente o espaço de incertezas, etc. Para alguns destes problemas, a geoestatística não tem uma solução específica
BCCL (1)
IG (1)
IG (1)
Analise de testes em poços injetores de soluções polimericas
Doria, Maria Assunção Fontenele Soares
DISSERTAÇÃO - Português
Número de chamada: T/UNICAMP D733a
Publicação: Campinas, SP : [s.n.], 1995.
Assunto: Soluções poliméricas
Resumo: As soluções poliméricas vêm sendo freqüentemente utilizadas na indústria de petróleo em projetos de recuperação suplementar, com o objetivo de...
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Resumo
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
BCCL (1)
IG (1)
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Analise do comportamento de reservatorios heterogeneos submetidos a injeção de agua
DISSERTAÇÃO - Português
Número de chamada: T/UNICAMP F414a
Publicação: Campinas, SP : [s.n.], 1994.
Assunto: Reservatorios - Modelos matemáticos
Resumo: A presente dissertação estuda o deslocamento unidimensional ele dois fluidos incompressíveis, com o fluido molhante deslocando o não-molhante,...
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Resumo
Resumo: A presente dissertação estuda o deslocamento unidimensional ele dois fluidos incompressíveis, com o fluido molhante deslocando o não-molhante, em reservatórios heterogêneos compostos de uma fração contínua de maio transmissibilidade englobando uma fração descontínua de menor transmissibilidade.A formulação matemática adotada para representar o escoamento incompressível no meio heterogêneo admite fluxo convectivo na fração mais permoporosa e transferência de massa entre a fração mais permo-porosa e a fração menos permo-porosa, proporcional à diferença de saturação entre as duas frações. O sistema hiperlico de equações é resolvido pelo método das características para uma curva de fluxo fracionário genérica. A soluçãO obtida mostra a formação de uma frente de avanço na fração mais permo-porosa, cuja velocidade e saturação diminuem com o tempo, devido à troca de massa entre as duas frações do meio poroso. A redução da velocidade da frente de avanço da fração mais permo-porosa depende da intensidade da recuperação do óleo da fração menos permo-porosa. Os modelos de transferência de massa reportados na literatura são usados para calcular o coeficiente de transferência de massa do modelo proposto. A validação do modelo é feita através do ajuste a um experimento de laboratório reportado na literatura. Uma outra formulação para a transferência de massa, baseada na equação da difusão, é apresentada. A solução numérica para esta formulação exigiu um excessivo tempo computacional, o que conduziu ao desenvolvimento de uma solução aproximada, baseada no teorema de valor médio para integrais. É apresentado um exemplo prático com dados de campo
BCCL (1)
IG (1)
IG (1)
Analise estratigrafica e geoestatistica de reservatorios deltaicos da Bacia do Reconcavo (BA)
DISSERTAÇÃO - Português
Número de chamada: T/UNICAMP So11a
Publicação: Campinas, SP : [s.n.], 1997.
Assunto: Reservatorios - Bahia
Resumo: O presente trabalho teve por objetivo caracterizar a geometria externa de reservatórios deltaicos, incluindo uma análise da distribuição areal...
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Resumo
Resumo: O presente trabalho teve por objetivo caracterizar a geometria externa de reservatórios deltaicos, incluindo uma análise da distribuição areal dos arenitos através de técnicas geoestatísticas, com ênfase na variografia e krigagem. Foi elaborado um estudo estratigráfico de alta resolução em área de 25 km2, utilizando informações de 276 poços de um importante campo produtor de petróleo na Bacia do Recôncavo (nordeste do Brasil). O intervalo pesquisado registra o progressivo afogamento de um delta por um lago. A interpretação dos testemunhos e seções estratigráficas identificou os principais reservatórios como conjuntos de lobos de frente deltaica amalgamados e, secundariamente, depósitos originados pelo rompimento dos diques marginais de canais distributários. A análise variográfica detalhada da variável espessura de arenito, realizada para cada unidade estratigráfica ou zona mapeada, revelou alguns elementos geométricos importantes. A partir da feição informalmente denominada de efeito "buraco", quantificou-se a largura média do conjunto de lobos deltaicos (segundo seu eixo transversal) de uma das zonas. O mesmo não foi possível nas demais devido a amalgamação lateral desses corpos, refletidos pelos vários imbricamentos presentes. O confronto dos mapas krigados de espessura de arenito das principais zonas sugere que a direção preferencial de deposição do sistema é NNW/SSE, bem como ilustra os arranjos de compensação e amalgamação dos lobos deltaicos. Em análises estratigráficas de detalhe, é de grande importância a observação do intervalo de estudo no contexto geológico regional em que o mesmo se insere, objetivando o estabelecimento de relações genéticas com os ambientes deposicionais contíguos. Da mesma forma numa abordagem geoestatística, é recomendável um prévio reconhecimento dos processos geológicos que atuaram na área de estudo, das dimensões desta área, do tipo e o que representa a variável em tratamento e, principalmente, das escalas de variabilidade presentes em função da geometria externa dos corpos rochosos
BCCL (1)
IG (1)
IG (1)
Caracterização de reservatorios com tecnicas de otimização combinatorial
DISSERTAÇÃO - Português
Número de chamada: T/UNICAMP C14c
Publicação: Campinas, SP : [s.n.], 1992.
Assunto: Reservatórios
Resumo: A modelagem estocástica vem recebendo interesse crescente na indústria do petróleo, consolidando-se como ferramenta cada vez mais rotineira na...
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Resumo
Resumo: A modelagem estocástica vem recebendo interesse crescente na indústria do petróleo, consolidando-se como ferramenta cada vez mais rotineira na elaboração de planos de explotação em reservatórios produtores. Técnicas de otimização combinatorial, como o "simulated annealing", permitem gerar modelos equiprováveis de variáveis do reservatório, reproduzindo a princípio qualquer característica que possa ser expressa como uma função objetivo, além do histograma e variograma, que podem ser honrados com os métodos tradicionais da geoestatística. Nesta dissertação, a capacidade do algoritmo de "annealing" em aproveitar informações geológicas e de produção (testes de formação), diminuindo as incertezas dos modelos gerados é revista. Conclusões de trabalhos recentes (Pérez, 1991; Deutsch, 1992) são confirmadas e extendidas para casos mais abrangentes. Um algoritmo recentemente desenvolvido, denominado evolução estocástica, é introduzido na modelagem probabilística, sendo comparado com o "simulated annealing" em termos de tempo de execução e capacidade de reproduzir características com niveis de complexidade diversos, em problemas de diferentes dimensões. A qualidade dos modelos simulados também é analisada com alguns critérios apresentados (tempos, tolerâncias, coeficiente de correlação entre as imagens simulada e real e comportamentos de fluxo). É verificada a capacidade dos algoritmos em simular seções verticais de reservatórios com diferentes niveis de informação. São analisados o efeito da inclusão do variograma global, de variogramas e médias de regiões do reservatório e finalmente, aproximações da permeabilidade equivalente obtidas de testes de formação por dois métodos existentes
BCCL (1)
IG (1)
IG (1)
Caracterização hidrogeoquimica dos compartimentos estruturais da Bacia de Taubate
Vidal, Alexandre Campane, 1969-
DISSERTAÇÃO - Português
Número de chamada: T/UNICAMP V667c
Publicação: Campinas, SP : [s.n.], 1997.
Assunto: Geoquimica - Taubate, Bacia de (SP)
Resumo: O sistema aqüífero Taubaté corresponde a uma das principais fontes de exploração de água do Estado de São Paulo. É representado por sedimentos...
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Resumo
Resumo: O sistema aqüífero Taubaté corresponde a uma das principais fontes de exploração de água do Estado de São Paulo. É representado por sedimentos terciários da Bacia de Taubaté, de origem lacustre e fluvial. Este trabalho contou com a revisão dos dados disponíveis na bibliografia e nos órgãos destinados ao abastecimento público. Um banco de dados atual foi realizado através da coleta e análise físico-químico das águas de poços. Para a determinação e caracterização dos tipos lúdroquímicos foi utilizada a estatística convencional e muhivariada de análise de agrupamento. A configuração da distribuição dos tipos foi realizado através de métodos geoestatísticos. Ao todo foram definidos quatro tipos lúdroquimicos que possuem uma relação direta com a litologia da bacia. As amostras do tipo I foram retiradas dos arenitos dos sedimentos fluviais; as amostras do tipo 11, inseridas nos sedimentos fluviais, mas com marcada influência de minerais carbonáticos; as do tipo 111, com influência direta de sedimentos lacustres e. por fim , as do tipo IV, presentes exclusivamente nos sedimentos lacustres. Os diferentes pacotes litológicos originaram águas distintas. As águas correspondentes a sedimentação fluvial, de baixa salinidade e pH, apresentam suas composições químicas controladas principalmente petas reações de substituição e dissolução de silicatos. As. águas referentes aos sedimentos 1acustres. caracterizadas pela alta salinidade e concentração dos íons sódio e bicarbonato, são. controladas peJas reações de dissolução de carbonatos e de troca iônica das argilas
BCCL (1)
IG (1)
IG (1)
Caracterização tridimensional de sistemas porosos carbonaticos atraves de morfologia matematica
DISSERTAÇÃO - Português
Número de chamada: T/UNICAMP M764c
Publicação: Campinas, SP : [s.n.], 1995.
Assunto: Reservatórios (Carbonáticos)
Resumo: Os meios porosos carbonáticos formam um sistema tridimensional complexo de poros e gargantas. O método mais simples e óbvio para a...
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Resumo
Resumo: Os meios porosos carbonáticos formam um sistema tridimensional complexo de poros e gargantas. O método mais simples e óbvio para a caracterização destas formas côncavas e interconectadas é o seccionamento serial associado com a análise de imagens tridimensionais. Utilizando as rotinas existentes no sistema Khoros, foram gerados diversos algoritmos de análise de imagem (AI): a) para a medida de porosidade e superfície específica; b) para a determinação dos histogramas de tamanho de poro e garganta de poro; e, finalmente c) para simular curvas de injeção de fluidos não molhantes. Estes algoritmos foram testados com imagens sintéticas e de amostras artificiais de rocha. O seccionamento serial de 18 amostras de carbonatos gerou 32 imagens bidimensionais em níveis de cinza, todas elas paralelas e igualmente espaçadas, para cada amostra. Para a geração das imagens tridimensionais, foi necessário o alinhamento das feições e a correção da escala original. Além disto, foi necessário também a interpolação de duas imagens entre cada duas originais para a obtenção de imagens isotrópicas. A limiarização destas Imagens em níveis de cinza separou a fase poro da fase não poro, resultando, finalmente em imagens binárias tridimensionais do sistema poroso de oito amostras. Estas imagens foram submetidas a alguns dos algoritmos acima. As porosidades encontradas com o uso do algoritmo de AI ficaram sistematicamente abaixo da porosidade obtida no laboratório (injeção de mercúrio), devido principalmente à existência de microporosidade que não foi detetada devido a escala das imagens. As saturações irredutíveis da fase molhante observadas nas curvas de drenagem foram também devidas ao tamanho do pixel (18 micrômetros) que não permitiu a detecção dos pequenos volumes das gargantas de poros, desta forma desconectando o sistema em muitas unidades. Estas unidades desconectadas não puderam ser alcançadas pela fase contínua vinda da superfície das amostras
BCCL (1)
IG (1)
IG (1)
Braga, Mario Sergio dos Santos
DISSERTAÇÃO - Português
Número de chamada: T/UNICAMP B73c
Publicação: Campinas, SP : [s.n.], 1998.
Assunto: Fácies (Geologia)
Resumo: A matriz de proporção de fácies é uma ferramenta que permite estabelecer modelos 3D da distribuição espacial das heterogeneidades dos...
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Resumo
Resumo: A matriz de proporção de fácies é uma ferramenta que permite estabelecer modelos 3D da distribuição espacial das heterogeneidades dos reservatórios, a partir das informações obtidas nos poços e na sísmica. O presente trabalho objetivou a construção de matrizes de proporção de fácies dos depósitos sedimentares deltaicos da Formação Pojuca da Bacia do Recôncavo, segundo diferentes metodologias. Precedendo a construção das matrizes de proporção, foi efetuada a correlação rocha-perfil através da utilização de duas abordagens não-paramétricas, uma supervisionada e outra não-supervisionada. O resultado da correlação permitiu a definição de quatro litotipos (conjuntos de fácies permo-porosas) cuja análise do arranjo espacial mostrou que o intervalo estratigráfico estudado poderia ser dividido em três zonas com características litológicas distintas. As matrizes de proporções de fácies, construí das para estas zonas e para o intervalo total, possibilitaram compreender as relações de continuidade lateral e vertical existentes entre os litotipos. Além disto, as três matrizes de proporção construí das para a zona predominantemente arenosa mostraram distintos padrões de continuidade dos litotipos. Por fim, os arranjos espaciais dos litotipos tanto desta zona como do intervalo estratigráfico total, obtidos das matrizes de proporção, foram simulados através de um algoritmo estocástico gaussiano truncado. As imagens geradas confirmaram que os padrões de continuidade dos litotipos variaram em função da matriz de proporção utilizada e ratificaram a importância do emprego da matriz de proporção na modelagem de reservatórios heterogêneos
BCCL (1)
IG (1)
IG (1)
Correlação Rocha-perfil atraves de regressão logistica
Castro, Wagner Barbosa de Mello
DISSERTAÇÃO - Português
Número de chamada: T/UNICAMP C279c
Publicação: Campinas, SP : [s.n.], 1998.
Assunto: Petróleo - Geologia
Resumo: Com o objetivo principal de verificar-se a aplicabilidade da técnica na área de geoengenharia de reservatórios, foram gerados modelos...
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Resumo
Resumo: Com o objetivo principal de verificar-se a aplicabilidade da técnica na área de geoengenharia de reservatórios, foram gerados modelos logísticos de regressão a partir de litofácies descritas em testemunhos e dos perfis elétricos para dois poços da Bacia de Campos. Estes modelos foram posteriormente utilizados para se estimar a ocorrência de fácies reservatório nos poços. Os resultados obtidos na estimativa de fácies foram então comparados aos resultado:-. provenientes de uma análise discriminante prévia com o objetivo de averiguar a precisão das duas técnicas como ferramentas para se estimar fácies. Embora a análise discriminante tenha se mostrado mais precisa na estimativa de fácies reservatório, não se deve descartar a utilização da regressão logística. A sua independência da pressuposição de normalidade torna esta técnica, ao menos em teoria. mais robusta do que a análise discrirninante
BCCL (1)
IG (1)
IG (1)
DISSERTAÇÃO - Português
Número de chamada: T/UNICAMP B392e
Publicação: Campinas, SP : [s.n.], 1994.
Assunto: Reservatórios
Resumo: A geometria fractal vem sendo utilizada cada vez com maior freqüência para caracterizar e descrever os fenômenos geológicos. A sua aplicação...
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Resumo
Resumo: A geometria fractal vem sendo utilizada cada vez com maior freqüência para caracterizar e descrever os fenômenos geológicos. A sua aplicação se estende desde o ponto de vista microscópico, como análise de lâminas delgadas de rochas, estudos de percolação de fluidos e estudos de características de sedimentação, até o entendimento de processos macroscópicos, como distribuição de padrões de fraturamento para análises tectônicas ou então geração de distribuições de propriedades petrofísicas para estudos de fluxo de fluidos em meios porosos. Este último tópico é o tema principal desta tese. Estudamos as principais propriedades de famílias de funções conhecidas por movimento Browniano fractal (mBf) e ruido Gaussiano fractal (rGf) , com vistas à sua utilização para o modelamento de perfis elétricos, acústicos e radioativos de poços, determinando as características destas distribuições a partir da técnica estatística da análise RIS, que fornece o parâmetro H, expoente de Hurst, que caracteriza a intermitência destes processos. Com o valor de H realizamos interpolações estocásticas de propriedades de rochas, estimando valores em pontos não amostrados, que respeitam as características estruturais expressas nos perfis dos pontos amostrados pelos poços. A malha pode ser refinada para atender às necessidades da simulação de fluxo. O algoritmo utilizado para este fim é uma modificação do processo de adições sucessivas aleatórias proposto por Voss (1988), com a particularidade de condicionar a simulação estocástica aos dados disponíveis. Em seu estágio atual, o algoritmo realiza uma simulação 2-D. Concluimos que as distribuições fractais têm aplicabilidade nos estudos de reservatórios de petróleo e que as técnicas da análise RIS e da simulação estocástica via adições sucessivas aleatórias modificado, em combinação com técnicas geoestatísticas como a variografia e a krigagem, são ferramentas de grande utilidade para a caracterização de propriedades geológicas na escala de simulação de fluxo. A tese está organizada como segue: o primeiro capítulo aborda os principais conceitos de fractais, os métodos de medida da dimensão fractal e algumas aplicações mais recentes na área das geociências; o segundo capítulo trata das propriedades das famílias de funções mBf e rGf; o terceiro capítulo estuda os processos dinâmicos e, em particular, a equação logística, para a calibração da análise RIS, cujas características constituem o tema central do capítulo quarto, que também mostra sua aplicação aos perfis elétricos de poços; no capítulo cinco são apresentados os conceitos de interpolação por krigagem e por simulação estocástica, com sua aplicação para gerar parâmetros petrofísicos em pontos não amostrados dos reservatórios
BCCL (1)
IG (1)
IG (1)
DISSERTAÇÃO - Português
Número de chamada: T/UNICAMP R735i
Publicação: Campinas, SP : [s.n.], 1998.
Assunto: Método sísmico de reflexão
Resumo: Reservatório de hidrocarbonetos foi caracterizado com a integração de informações geológicas provenientes de dados de poços (perfis e...
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Resumo
Resumo: Reservatório de hidrocarbonetos foi caracterizado com a integração de informações geológicas provenientes de dados de poços (perfis e testemunhos) e sísmicos de levantamento 3D. A integração foi realizada utilizando ferramentas geoestatísticas (krigagem com deriva externa, col/ocated cokrigillg e simulação estocástica). O reservatório é composto por uma altemância de arenitos e rochas não reservatório de origem turbidítica. Cimentação calcítica constitui a principal heterogeneidade dentro dos arenitos. Relação linear entre espessura acumulada de fácies não reservatório (he), situada abaixo do limite de resolução sísmica e amplitude negativa média observada em dados reais e validada por modelagem foi utilizada para obter mapas de he empregando o referido atributo sísmico como variável secundária nos algoritmos geoestatísticos. O mapeamento de he e o cálculo de seu volume foi realizado a partir da extração da amplitude negativa média de diferentes interpretações do dado sísmico e de três dados, processados distintamente sobre um mesmo levantamento sísmico. As imagens e volumes calculados foram comparados com o objetivo de analisar como o processamento dos dados sísmicos e sua interpretação afetam este aspecto da caracterização do reservatório. As maiores diferenças nos mapas de he ocorreram com as imagens derivadas dos diferentes processamentos. Eles mostraram -diferenças superiores a 20% em tomo da metade da área mapeada. Os valores dos volumes calculados chegaram a diferir em até 15,9%. Mapa de espessura de rocha reservatório (hr) e mapa de qualidade, definido como a razão entre ~ e he, foram confeccionados a partir do mapa de espessura acumulada de rocha não reservatório gerado com a utilização dos dados do processamento mais recente
BCCL (1)
IG (1)
IG (1)
DISSERTAÇÃO - Português
Número de chamada: T/UNICAMP Ei27i
Publicação: Campinas, SP : [s.n.], 1992.
Assunto: Petrologia
Resumo: O principal objetivo desta investigação é estudar os efeitos da interação entre águas de injeção e de formação, em três reservatórios sob...
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Resumo
Resumo: O principal objetivo desta investigação é estudar os efeitos da interação entre águas de injeção e de formação, em três reservatórios sob operações de recuperação suplementar, situados em campos petrolíferos da porção emersa da Bacia Potiguar. Foram utilizados de dados rocha e fluidos destes reservatórios, complementado com informações de produção e de macrogeometria. Foram efetuadas modelagens geoquímicas, baseadas em princípios de química de soluções eletrolíticas e de equilíbrio termodinâmico. Para a modelagem, foram utilizados programas geoquímicos apropriados - SOLMIN88, PTA System e programa PETROBRAS/CENPES. O programa SOLMIN88 permite calcular a distribuição das espécies dissolvidas e simular processos de interesse geoquímico entre águas, minerais e gases. OPTA System é apropriado para calcular e desenhar diagramas de fase, que são utilizados na determinação dos campos de estabilidade das reações entre minerais, gases e espécies dissolvidas. O programa de compatibilidade entre fluidos, da PETROBRÁSICENPES, permite estimar qualitativa e quantitativamente precipitações de carbonatos e sulfatos. A modelagem geoquírnica foi testada nos arenitos turbidíticos, deltaicos (Formação Pendência) e fluviais (Formação Açu) em fase de recuperação suplementar, denominados de reservatórios A, B e C respetivamente. Através da modelagem foi possível estabelecer que as reações de minerais, presentes no espaço poroso, estão controlando as concentrações de solutos e o pH das águas intersticiais. As fases mais reativas correspondem aos filossilicatos e aos carbonatos diagenéticos, que controlam o pH das águas intersticiais no Reservatório C. Foram determinados os campos de estabilidade de alguns minerais presentes nestes reservatórios. Nos reservatórios A e B, a clorita e os carbonatos formam fases estáveis, sendo as esmectitas metastáveis. No Reservatório C, a ilita e as esmectitas constituem as formas estáveis, sendo a caulinita metastável. Foi avaliada a utilização da solubilidade da sílica como geotermômetro no Reservatório C. As amostras mostraram-se compatíveis com a dissolução da calcedônia para baixas temperaturas e do quartzo para as altas, tornando viável o monitoramento de temperaturas em reservatórios submetidos a processos de recuperação termal. Os diagramas de misturas mostram que carbonatos de cálcio e de magnésio são fases supersaturadas, nas misturas com altas proporções de fluidos. Nos reservatórios A e B, foram adicionalmente calculadas supersaturações em barita, principalmente para aquelas com altas proporções de água de injeção. As quantidades precipitáveis podem ser pouco significativos, devido às baixas vasões registradas nos poços produtores destes reservatórios
BCCL (1)
IG (1)
IG (1)
Modelagem e inversão de coeficientes de reflexão em meios fraturados usando algoritmo genetico
DISSERTAÇÃO - Português
Número de chamada: T/UNICAMP T491m
Publicação: Campinas, SP : [s.n.], 1998.
Assunto: Prospecção sismica
Resumo: Neste trabalho é apresentado um método para a modelagem direta exata e inversão dos coeficientes de reflexão de ondas planas incidentes em uma...
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Resumo
Resumo: Neste trabalho é apresentado um método para a modelagem direta exata e inversão dos coeficientes de reflexão de ondas planas incidentes em uma interface plana separando dois meios com pelo menos um plano de simetria paralelo à interface, com simetria monoclínica ou superior. Para ilustrar o procedimento, são calculados os coeficientes de reflexão das ondas qP na interface separando um meio isotrópico, representando a rocha selante, de um meio anisotrópico, representado a rocha reservatório com fraturas alinhadas verticalmente. A modelagem direta dos coeficientes de reflexão qP para todos os possíveis azimutes e ângulos de incidência sugere que a variação da amplitude com o afastamento (AVO), combinados com a variação da amplitude com o azimute (A V A), podem fornecer informações sobre a densidade de fraturamento e a orientação das fraturas. Na segunda parte do trabalho, é usada uma técnica de otimização global (algoritmo genético) para inverter os dados de AVO sintéticos. Chegou-se a conclusão que a configuração mínima dos planos de aquisição é de três azimutes e a distância mínima do afastamento mais longo necessária para a inversão dos dados A VOI A V A é de 45 graus. O espaço de modelos consiste nos valores da densidade e dos cinco parâmetros elásticos de um meio transversalmente isotrópico com eixo de simetria horizontal, representando a rocha reservatório fraturada. Os parâmetros da rocha fraturada são obtidos usando dados reais de um reservatório de óleo. Não há informação a priori sobre os valores dos parâmetros do espaço dos modelos, exceto sobre os valores mínimos e máximos das velocidades das ondas elásticas na crosta terrestre e restrições inerentes à estabilidade elástica das ondas sísmicas em meios sólidos. Meios com anisotropia suave são assumidos, isto é, as ondas S são mais lentas que as ondas compressionais para qualquer direção e não ocorre nenhuma polarização anômala, nem triplicação. Após a inversão dos parâmetros do espaço de modelos, são obtidas a estatística dos trinta melhores modelos e a Função de Verosimilhança que indicam a qualidade problema de inversão de dados A VOI A V A.
BCCL (1)
IG (1)
IG (1)
Modelagem estocastica baseada em objetos de reservatorios turbiditicos canalizados
DISSERTAÇÃO - Português
Número de chamada: T/UNICAMP Sa59m
Publicação: Campinas, SP : [s.n.], 1998.
Assunto: Métodos de simulação
Resumo: O mapeamento das unidades geológicas que caracterizam os reservatórios é uma etapa fundamental no planejamento do desenvolvimento e nas...
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Resumo
Resumo: O mapeamento das unidades geológicas que caracterizam os reservatórios é uma etapa fundamental no planejamento do desenvolvimento e nas análises de desempenho e de viabilidade econômica de um campo de petróleo. Com a aplicação de métodos matemáticos pode-se quantificar as variáveis geológicas e, através da simulação estocástica baseada em objetos, efetuar-se uma abordagem probabilística das dimensões e distribuição espacial dos corpos arenosos que constituem um reservatório de petróleo. A parametrização e modelagem geométrica efetuadas baseiam-se na análise de dados análogos (turbiditos do Afloramento de Almada e do Campo de Lagoa Parda). A forma geométrica utilizada corresponde a uma simplificação das formas observadas no Afloramento de Almada, ou seja, canais cujas seções transversais e longitudinais são dadas por semielipses, onde o eixo menor equivale à espessura e o eixo maior, à largura ou comprimento. Essas seções mostram largura e espessura diminuindo gradualmente de tamanho, em direção às extremidades do canal. As dimensões, no espaço tridimensional, da forma utilizada baseiam-se nas correlações obtidas a partir das medidas efetuadas nos corpos arenosos dos dados análogos. O modelo baseado em objetos aqui utilizado descreve o processo estocástico através das relações estruturais que compõem as formas geométricas: os objetos são identificados pelas equações paramétricas e implícitas das superfícies que o delimitam e pelo cálculo da interioridade, garantindo o condicionamento simultâneo aos dados de vários poços. A estrutura de dados e os operadores topológicos permitem representar o empilhamento lateral e vertical de objetos e a arquitetura tridimensional resultante. A obtenção de várias imagens, tanto através da variação dos parâmetros quanto em função da semente escolhida, facilita o cálculo de diferentes volumes, possibilitando um planejamento mais adequado da explotação, assim como uma avaliação das incertezas envolvidas e seus reflexos da avaliação econômica do processo de desenvolvimento e produção de um campo de petróleo
BCCL (1)
IG (1)
IG (1)
Relações entre atributos sismicos e parametros petrofisicos na formação açu
Spizzirri, Maria Tereza Andreotti
DISSERTAÇÃO - Português
Número de chamada: T/UNICAMP Sp49r
Publicação: Campinas, SP : [s.n.], 1998.
Assunto: Método sísmico de reflexão
Resumo: Neste trabalho foram analisadas 45 amostras de dois poços rasos (afloramentos) e de dois poços profundos (campo). Foram realizados inúmeros...
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Resumo
Resumo: Neste trabalho foram analisadas 45 amostras de dois poços rasos (afloramentos) e de dois poços profundos (campo). Foram realizados inúmeros estudos de relações com o objetivo de estabelecer um elo de ligação entre os atributos sísmicos (velocidade de onda P (Vp), velocidade de onda S (Vs) e fator de qualidade para onda P (Qp)) e parâmetros petrofisicas (porosidade (cjJ), permeabilidade (K), percentual de argila (C), percentual de cimento (Cim)), tendo sido concluído que: Vp versus Vsrelação crescente forte (campo e afloramento); Vp/Vs versus Vp - relação fraca, no entanto existe um limite visível de argilosidade acima e abaixo de 15%; Vp e Vs versus pressão - estabiliza após o fechamento das micro fraturas; Vp e Vs versus cjJ - relação decrescente forte (campo), sendo que há um forte aumento da relação (campo e afloramento) considerado-se C; Vp e Vs versus log K - relação decrescente fraca (campo) e crescente média (afloramento); log K versus cjJ - relação crescente fraca (campo e afloramento), no entanto pode ajudar a identificar arenitos limpos e arenitos; Vp e Vs versus C total- relação decrescente média (campo e afloramento); Vp e Vs versus Cim - relação crescente forte (campo); Vp e Vs versus C mais Cim - relação decrescente fraca (campo) e decrescente média (afloramento). Foram realizadas modelagens com a equação de Biot e aproximação de Geertsma-Smit para as equações de Biot, observando que: não há uma coincidência entre a velocidade de perfil e a modelada, devido a terem sido obtidas em freqüências e escalas diferentes; para um mesmo valor de porosidade, a velocidade de onda P cresce na seguinte ordem: amostra seca, amostra totalmente saturada com óleo, amostra saturada na condição do reservatório (39% água e 61% de óleo) e amostra totalmente saturada com água. No caso do fator de qualidade as considerações são todas para rochas saturadas do campo, sendo: fator de qualidade Q normalizado (Qp,) versus Vp - relação crescente forte; QpN versus pressão - mesmo comportamento de Vp e Vs; QpN versus cjJ - relação decrescente média, se considerada argilosidade, a relação é forte; QpN versus 10gK - relação decrescente fraca; QpN versus C - relação decrescente forte (poucos pontos); QpN versus Cim - relação crescente média; QpN versus C mais Cim - relação crescente fraca. De um modo geral, as equações de regressão do afloramento não são confiáveis para aplicação no reservatório devido ao intemperismo
BCCL (1)
IG (1)
IG (1)
DISSERTAÇÃO - Português
Número de chamada: T/UNICAMP Sa31s
Publicação: Campinas, SP : [s.n.], 1998.
Assunto: Probabilidades
Resumo: A simulação estocástica tem sido utilizada na caracterização de reservatórios de petróleo como ferramenta de modelagem capaz de conciliar...
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Resumo
Resumo: A simulação estocástica tem sido utilizada na caracterização de reservatórios de petróleo como ferramenta de modelagem capaz de conciliar informações de fontes diversas. Ao mesmo tempo, preserva a variabilidade do fenômeno modelado e permite a transferência do conhecimento geológico para modelos numéricos de fluxo, cujas previsões sobre o comportamento do reservatório servirão de base às decisões gerenciais quanto ao manejo de recursos. Diversos modelos estocásticos têm sido utilizados e/ou sugeridos, em função da natureza do fenômeno a ser descrito. Os Campos Aleatórios Markovianos (CAMs) surgem como alternativa para modelagem de variáveis discretas, em reservatórios com arquitetura de fácies em mosaico. Nesta dissertação o leitor é introduzido à modelagem estocástica por CAMs de forma genérica. São abordados os principais aspectos da técnica. É descrito o Embasamento Conceitual dos CAMs: sua descrição via propriedade markoviana e equivalência com distribuições de Gibbs. O arcabouço necessário para a Modelagem de CAMs é descrito de forma abrangente. Os modelos clássicos de Ising e Potts-Strauss são especificados neste contexto e relacionados a modelos utilizados em reservatórios de petróleo. Discute-se o problema da estimação de parâmetros do modelo.são apresentados estimadores de Máxima Pseudoverossimilhança para alguns modelos. Como Contribuição inédita, são desenvolvidos estimadores para dois modelos de utilidade em reservatórios. Cinco algoritmos para Simulação Condicional de CAMs são descritos: algoritmo de Metropolis, algoritmo de Geman e Geman (Gibbs sampler), algoritmo de Swendsen-Wang, algoritmo de Wolff e algoritmo de Flinn. Finalmente, apresentam-se exemplos de simulações de alguns dos modelos discutidos, e suas implicações na modelagem de reservatórios de petróleo. É destacado o fenômeno de Transição de Fase
BCCL (1)
IG (1)
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Simulação plurigaussiana truncada com condicionamento
DISSERTAÇÃO - Português
Número de chamada: T/UNICAMP Si55s
Publicação: Campinas, SP : [s.n.], 1997.
Assunto: Reservatórios
Resumo: O objetivo principal desse trabalho foi desenvolver um algoritmo para o Modelo de Simulação Estocástica Plurigaussiano Truncado e validá-lo...
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Resumo
Resumo: O objetivo principal desse trabalho foi desenvolver um algoritmo para o Modelo de Simulação Estocástica Plurigaussiano Truncado e validá-lo para condições de geologia complexa. Para essa validação selecionou-se um reservatório pertencente à zona petrolífera de Aux Vases (Campo de Rural Hi1l, Illinois, USA). Da interpretação geológica 2D, descrita por WEIMER et a!. (1982), foram retirados três conjuntos de amostras, com diferentes escalas de detalhamento. Os conjuntos de amostras foram usados para condicionar a simulação e refinar as estimativas da matriz de proporções, usada para truncar as funções aleatórias (FA) gaussianas. As proporções das fácies foram tratadas de forma nãoestacionárias O Modelo Plurigaussiano Truncado é uma extensão do Gaussiano Truncado (GT), onde se tem a possibilidade de usar várias FA gaussianas combinadas linearmente ou não. Essa particularidade dá ao modelo a possibilidade de simular diversas fácies com estruturações espaciais variáveis, aliada a simplicidade do GT. A referida interpretação, usada como modelo de validação, foi escolhida por apresentar um conjunto de canais de maré de direção NW /SE cortando uma seqüência de cordões litorâneos de direção NE/SW, intercalados por fácies impermeáveis. Essas características de estruturação espacial das fácies sedimentares serviram para avaliar adequadamente o modelo de simulação. Na simulação foram usadas duas FA gaussianas independentes e para a estratégia dos truncamentos usou-se o "modelo erosivo". Também foram rodadas simulações não condicionais utilizando FA gaussianas combinadas linearmente e com diferentes coeficientes de correlação. São comentadas as influências de alguns parâmetros (número de FA gaussianas, coeficiente de correlação, estratégia dos truncamentos, etc.) no resultado da simulação, assim como o significado físico desses parâmetros sob o ponto de vista geológico. Ao longo do trabalho é mostrado, passo a passo, através de um exemplo, a parte teórica do modelo, a partir do qual é possível montar um algoritmo para o Plurigaussiano Truncado. Como conclusão do trabalho, pode-se afirmar que, mesmo com um algoritmo simplificado e um modelo geológico bastante complexo, obtivemos bons resultados com a Simulação Plurigaussiana Truncada Condicionada
BCCL (1)
IG (1)
IG (1)
DISSERTAÇÃO - Português
Número de chamada: T/UNICAMP N721u
Publicação: Campinas, SP : [s.n.], 1995.
Assunto: Recursos geotérmicos
Resumo: Este trabalho teve como objetivo o monitoramento da temperatura, através de geotermômetros químicos, dos reservatórios de óleo pesado do Campo...
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Resumo
Resumo: Este trabalho teve como objetivo o monitoramento da temperatura, através de geotermômetros químicos, dos reservatórios de óleo pesado do Campo de Estreito (Bacia Potiguar, estado do Rio Grande do Norte), submetidos à recuperação suplementar de óleo por injeção cíclica de vapor. Vários geotermômetros - SiO2, Na/K e Na-K-Ca - foram testados visando avaliar o seu potencial de utilização em campos de petróleo. O geotermômetro de sílica foi aquele que forneceu estimativas de temperatura consistentes em todo o intervalo de temperatura amostrado nos poços utilizados neste estudo. A partir das equações propostas por Fournier (1981), foi definida uma curva empírica para a sua utilização no Campo de Estreito (TFm), calibrada a partir da temperatura original do reservatório. Esta curva assume uma posição intermediária às curvas de equilíbrio da calcedônia e do quartzo. Utilizando-se a curva do geotermômetro de sílica definida para o campo, foi ajustada uma equação para a previsão da temperatura do reservatório a partir da temperatura da amostra de água medida em superfície (Tcab), válida para Tcb menores que 77°C. Esta equação apresentou um coeficiente de correlação (r2) igual a 0,80. A análise das curvas de declínio de temperatura com o tempo de produção levou às seguintes conclusões: a) os poços amostrados na área de injeção cíclica com malha de 70m apresentam uma menor taxa de queda de temperatura do que os poços da área de injeção cíclica com malha de 140m. Este fato se deve a um maior aquecimento do reservatório, na área com malha de 70m, em conseqüência de uma possível comunicação do vapor injetado drenagem; entre os poços pertencentes a esta malha de _b) não existe comunicação do vapor injetado, entre os poços com injeção cíclica pertencentes a malha de 140m. Com base nas estimativas de temperatura feitas pelo geotermômetro de sílica e a partir de Tcab, foram elaborados mapas de distribuição de temperatura do reservatório, nas datas em que foram realizadas as amostragens, fornecendo, desta forma, as condições de contorno para balizar futuros programas de simulação
BCCL (1)
IG (1)
IG (1)
Utilização de simulador numerico na analise do processo de migração secundaria de petroleo
DISSERTAÇÃO - Português
Número de chamada: T/UNICAMP So89u
Publicação: Campinas, SP : [s.n.], 1994.
Assunto: Petróleo
Resumo: A migração secundária de petróleo foi analisada utilizando-se simulador numérico e experimentos de laboratório. Investigou-se no presente...
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Resumo
Resumo: A migração secundária de petróleo foi analisada utilizando-se simulador numérico e experimentos de laboratório. Investigou-se no presente estudo o efeito de condiáonantes geológicos (nas escalas macro, mega e giga), associados às propriedades físicas das rochas e dos fluidos, nos processos de migração e aprisionamento de hidrocarbonetos líquidos. A modelagem foi realizada com .auxílio de um simulador numérico tri-dimensional, do tipo black oil, considerando-se um fluxo trifásico no sistema permoporoso. O estudo foi subdividido em três estágios: No primeiro, procedeu-se a análise do processo de migração secundária em escala de laboratório, utilizando-se meios porosos compactados, artificiais. Os experimentos foram realizados em corpos de prova verticais e inclinados. Os resultados foram utilizados para avaliar a capacidade do simulador numérico em reproduzir adequadamente o fenômeno. No segundo, foram construídos modelos em escala de campo (mega-escala) para analisar o impacto das heterogeneidades das rochas carreadoras na migração secundária e quantificar o tempo requerido para o preenchimento de uma acumulação de hidrocarbonetos. Para este propósito, o modelo geológico utilizado foi o campo de alto do Rodrigues, localizado na porção emersa da Bacia Potiguar (RN). No terceiro, o fenômeno da migraçilo foi estudado em escala regional, utilizando-se como cenário geológico a Formação Açu da Bacia Potiguar. Este estágio teve como principais objetivos a quantificação da velocidade de migração do óleo.e a análise dos mecanismos que controlam a distribuição de hidrocarbonetos em subsuperfície (rotas de migração). Os resultados do presente estudo demonstraram que o simulador numérico reproduz bem o fenômeno da migração secundária de petróleo, possibilitando uma compreensão mais efetiva do processo de deslocamento de hidrocarbonetos em bacias sedimentares
BCCL (1)
IG (1)
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