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Resumo: Nos últimos anos tem havido um interesse crescente no uso dos métodos de Análise Avançada de Dados de Produção (AADP) para a descrição dinâmica do reservatório. A partir destes métodos analisam-se dados de produção diárias disponíveis, reduzindo a necessidade de operações de teste de poço, evitando perda de produção e com uma exatidão comparável à Análise de Transiente de Pressão. Diferentes modelos AADP têm sido propostos para reservatórios de óleo e gás homogêneos, de metano em camadas de carvão e de gás de xisto. No entanto, a produção de reservatórios naturalmente fraturados, tais como rochas carbonáticas ou siliciclásticas, ainda está sendo analisada como sistemas homogêneos utilizando métodos AADP atuais. Este trabalho apresenta a derivação analítica de dois métodos de AADP (Balanço de materiais dinâmico e curvas tipo de Blasingame) baseados no modelo de dupla porosidade, para analisar a produção diária de reservatórios naturalmente fraturado. Foram avaliados a transferência matriz-fratura pseudo-permanente e transiente (camadas e esferas). O desenvolvimento foi baseado nas soluções aproximadas de longo tempo da equação da difusividade em sistemas de dupla porosidade, para vazão constante em reservatórios fechados sem fluxo na fronteira. As aproximações foram comparadas com a solução exata, dada pela inversa da solução no espaço Laplace, obtida aplicando o algoritmo de Gaver-Stehfest. A validação foi feita usando dados de produção e pressão de fluxo sintéticos, gerados por um simulador numérico, e dados reais de campo de um reservatório de gás-condensado naturalmente fraturado. Os resultados confirmaram que reservatórios naturalmente fraturados com fluxo interporoso pseudo-permanente podem apresentar dois comportamentos dominado pelos limites do reservatório (fraturas y sistema total). A permeabilidade da fratura e o dano do poço são dependentes variáveis ômega e lambda. Reservatórios fraturados com fluxo interporoso transiente podem ser analisados utilizando técnicas de AADP atuais desenvolvidas para sistemas homogêneos

Resumo: A estratégia de produção é um importante componente do desenvolvimento exploratório de um reservatório de petróleo e gás natural. O nível de investimentos decorrentes da estratégia escolhida depende das características geológicas do campo, mas pode depender também do modelo econômico e do regime fiscal. Em 2010, o governo brasileiro alterou o marco regulatório para a exploração e produção das reservas do pré-sal localizadas nas bacias de Campos e Santos, de "concessão" para "contrato de partilha de produção" (CPP). Estudos prévios mostram que em cenários econômicos otimistas, a estratégia de recuperação otimizada apresenta baixa dependência dos regimes fiscais. Este trabalho considera quatro cenários econômicos para uma avaliação da influência do regime fiscal no desenvolvimento de um campo petrolífero em diferentes situações. Para isto, dois modelos de simulação numérica de reservatórios são submetidos ao processo de seleção de estratégia de produção para ambos os regimes fiscais a fim de realizar comparações através de indicadores de avaliação técnicos e econômicos. Considerando a seleção da estratégia de produção baseado na função-objetivo VPL (valor presente líquido) da empresa, os resultados indicam que o regime fiscal influencia a estratégia e o nível de investimento, principalmente em cenários econômicos mais pessimistas. O regime de partilha de produção foi projetado para arrecadar maiores participações governamentais. De fato, resultados indicam que a fatia governamental (FG) resultante das estratégias otimizadas para o CPP é superior à obtida pelo regime de concessão. No entanto, quando analisados em receitas governamentais (RG) nem sempre é superior sob o regime de partilha. Casos de reservatório com grande volume original de óleo in situ (VOOIS) geram maiores receitas totais se o campo for desenvolvido sob regime de concessão, ocasionando receitas superiores tanto para a companhia quanto para o governo. Resultados indicam a importância de se analisar com cautela as participações governamentais e interpretar corretamente ambos indicadores

Resumo: A simulação numérica é fundamental para a engenharia de reservatórios, possibilitando a previsão de produção e avaliação de modelos em diferentes estágios da vida produtiva de um campo. Todavia, para isso, é necessário calibrar os modelos com dados de histórico de produção e mapas, sendo indispensável um modelo geológico confiável para gerar modelos numéricos consistentes. O processo de ajuste de histórico tem sido integrado às áreas de estudo de caracterização de reservatórios e sísmica 4D para que melhores resultados possam ser obtidos. Muitas vezes, é difícil testar a aplicabilidade de novas metodologias nessas áreas de trabalho, pois os reservatórios reais são desconhecidos no momento das decisões, e raramente são feitos estudos posteriores para isso. Dessa forma, um dos objetivos principais desta tese é a criação de um modelo sintético (UNISIM-I-R), com características reais e resposta conhecida, a partir de dados públicos do Campo de Namorado, Bacia de Campos, Brasil, de forma que o reservatório real possa ser substituído por um modelo de referência para que metodologias sejam testadas e comparadas durante as fases de pré e pós-desenvolvimento do campo. Para testar as aplicações, outros dois modelos são criados, UNISIM-I-D e UNISIM-I-H, para que metodologias de estratégia de produção e de ajuste de histórico sejam testadas, validadas e comparadas. A aplicação utilizada e apresentada neste trabalho é a de ajuste de histórico, integrada à caracterização geológica e sísmica 4D. Mostra-se o ajuste simultâneo de diferentes funções-objetivo, mantendo a consistência dos modelos gerados, de modo a resultar em previsões de produção confiáveis. Para que modelos geológicos sejam calibrados durante a fase de caracterização integrada ao ajuste, perturba-se o modelo geológico utilizando poços virtuais. Sendo assim, as principais contribuições deste trabalho são a construção de um problema típico da engenharia de reservatórios, com resposta conhecida, e de uma metodologia de ajuste de histórico integrada com a caracterização de reservatórios e sísmica 4D, a qual preserva a consistência geológica dos modelos gerados

Resumo: Geralmente, a pouca quantidade de informações acerca do reservatório pode acarretar a geração de modelos que não representam de forma precisa o comportamento do reservatório real. Uma maneira de corrigir este problema é a incorporação de dados dinâmicos de produção (dados observados) em um processo denominado ajuste de histórico (AH), fundamental para aumentar a confiabilidade das previsões de produção e melhorar o processo decisório. O processo de AH é um problema inverso de múltiplas soluções, em que se conhece a resposta, mas não os atributos corretos que a reproduzem. Por ser um problema mal posto, diferentes soluções podem gerar bons ajustes com previsões da produção distintas, sendo essencial encontrar o máximo de soluções possíveis para aumentar a confiabilidade nas previsões. Este processo é aplicado à medida que novos dados (ciclos) se encontrem disponíveis. Ao realizar o ajuste de histórico por ciclos (AHC), os modelos são atualizados em cada ciclo para aumentar o conhecimento acerca do reservatório e apoiar as tomadas de decisões. Inúmeros métodos podem ser empresados para realizar o AHC e dentre eles há o Conjunto Suavizado com Múltiplas Assimilações de Dados (Ensemble Smoother wth Multiple Data Assimilation ¿ ES-MDA) que possui a capacidade de lidar com uma grande quantidade de atributos incertos e gerar múltiplos modelos ajustados. Este trabalho propõe testar o método ES-MDA com localização em um processo de AHC sob diferentes abordagens para atualizar as incertezas dos atributos entre os ciclos. O principal propósito é avaliar a influência da quantidade de dados observados na qualidade do ajuste e da previsão da produção. Os resultados mostraram que ao utilizar os atributos a priori (original do modelo) como entrada do ciclo seguinte, a maior quantidade de dados observados dificultou o ajuste em alguns ciclos e consequentemente resultou em divergência da resposta real na previsão da produção. No entanto, ao utilizar os atributos a posteriori de um determinado ciclo como entrada no ciclo seguinte, o ajuste dos dados melhorou consideravelmente e também a previsão da produção ao longo dos ciclos. Sendo que, a maior quantidade de dados observados contribuiu diretamente para o aumento da qualidade do ajuste dos dados, principalmente para a vazão de água

Resumo: O ajuste de histórico de produção tem como principal objetivo calibrar modelos numéricos de campos de petróleo para que os resultados de produção e de pressão da simulação sejam coerentes com o histórico de produção e de pressão observados e que estes modelos ajustados possam ser usados na previsão de produção com maior confiabilidade. Essa técnica apresenta algumas limitações, principalmente no início do desenvolvimento do campo quando há menos dados observados e as incertezas são maiores, o que torna o processo de ajuste do modelo numérico menos confiável. Com o avanço das técnicas de processamento sísmico e com a sísmica 4D, já é possível a obtenção de mapas de saturação do campo e com essa informação adicional, melhorar a qualidade do modelo em estudo possibilitando realizar previsões de comportamento do campo mais confiáveis, principalmente em campos onde a água proveniente de poços injetores ou de aqüíferos ainda não alcançou os poços produtores. O trabalho atual propõe uma metodologia para aumentar a confiabilidade do modelo numérico através da incorporação dos mapas de saturação no processo de ajuste do histórico do campo, combinando estas informações com os dados de produção de óleo, água e gás, de injeção e de pressão. A utilização dos mapas no processo de ajuste aumenta o número de parâmetros a serem analisados no processo de ajuste, aumentando assim o número de simulações necessárias e dificultando a análise dos resultados. Uma alternativa para tentar minimizar esse problema é a metodologia do planejamento estatístico e da superfície de resposta, a qual permite estudar um número maior de variáveis e regiões críticas ao mesmo tempo possibilitando otimizar ou minimizar várias respostas simultaneamente, estruturando melhor as etapas do processo de ajuste evitando-se o processo usual de tentativa e erro.

Resumo: Uma maneira de revitalizar um campo maduro de petróleo é perfurar poços adicionais, o que pode ser uma importante decisão de investimento de capital. As empresas usam modelos numéricos de reservatórios como uma ferramenta padrão para tomar decisões. O objetivo deste trabalho foi desenvolver uma metodologia para avaliar os potenciais que os poços adicionais podem ter na revitalização de um campo maduro considerando simulação numérica de reservatório e incertezas econômicas, operacionais e geológicas. O trabalho se propôs a desenvolver um procedimento de cinco etapas para avaliar os poços adicionais: (1) determinação das regiões candidatas; (2) definição da produtividade dos novos poços; (3) avaliação dos potenciais da região; (4) classificação das regiões candidatas; e (5) submissão das melhores regiões para otimização. Este procedimento é feito para cada modelo representativo para avaliar diferentes cenários. Para a decisão final, foi considerado a análise de risco-retorno. O número de poços adicionais é definido pelo valor estimado do retorno sobre o investimento (ROI) de cada alternativa. A metodologia é aplicada a um campo real denominado Campo S, onde observou que à medida que o número de poços adicionais aumenta, a complexidade da decisão também aumenta. Outro fator importante é que os poços adicionais prejudicam o desempenho dos poços vizinhos, de modo que as regiões candidatas mais distantes dos poços já perfurados convergiram como a melhor opção. Foram analisadas alternativas de três poços adicionais no campo, onde apenas dois são recomendados com base na aplicação. O primeiro poço se demonstra uma decisão fácil porque não há mudança na região candidata independente do cenário estudado e por causa do ROI. O segundo poço não mostra alteração na região candidata, mas os ganhos são reduzidos. O terceiro poço tem ganhos positivos, mas a região muda em diferentes cenários e não consegue atingir o ROI mínimo exigido. Este trabalho desenvolveu uma metodologia para aplicação de poços adicionais em campo maduros de petróleo considerando incertezas que podem ser aplicadas em casos reais, incluindo uma metodologia para determinar a produtividade de novos poços no campo na etapa de gerenciamento do reservatório

Resumo: O foco do presente trabalho foi desenvolver uma metodologia para comparar dados probabilísticos de duas tecnologias, simulação numérica de reservatórios e sísmica 4D. A primeira parte deste estudo apresenta a metodologia proposta, que pode ser vista com uma ferramenta de diagnóstico para comparar, guiar e melhor compreender as informações da simulação e da sísmica. Neste trabalho a comparação entre os dois conjunto de dados foi feita nos domínios da pressão e da saturação. Assim, múltiplos mapas de mudanças dinâmicas (mapas de mudança de pressão e saturação de água) obtidos de múltiplos modelos de simulação e de uma inversão sísmica sintética probabilística foram os dados de entrada da metodologia, que gera um "mapa diagnóstico" que permite quantificar a concordância entre dados de simulação e sísmica. A informação obtida deste "mapa diagnóstico" foi então aplicada para selecionar os melhores modelos de simulação usando os dados da sísmica 4D, em regiões onde a sísmica era mais precisa que a simulação. Foi mostrado que os mapas selecionados dos modelos de simulação honraram melhor a resposta esperada que os mapas iniciais. Na segunda parte deste estudo, uma comparação entre a metodologia proposta e uma metodologia tradicional foi realizada. Considerou-se que a metodologia tradicional usa dados probabilísticos da simulação e determinísticos da sísmica. Assim, foi avaliado a informação adicional que a integração sísmica probabilística no fluxograma de modelagem de reservatório poderia trazer. Embora resultados satisfatórios tenham sido observados em ambas as metodologias, o procedimento proposto mostrou-se mais robusto que o método tradicional. A terceira parte deste trabalho foi realizada para identificar o método mais acurado para calcular a distribuição de probabilidade de um conjunto de dados. A estimativa das distribuições de probabilidade da sísmica e da simulação é requerida no passo um da metodologia proposta. Assim, o objetivo deste estudo foi garantir que a metodologia desenvolvida neste trabalho usasse a ferramenta estatística mais adequada. O estimador kernel de densidade de probabilidade foi o método mais acurado entre os três estudados. A quarta e última parte desta dissertação apresenta um estudo complementar da metodologia desenvolvida na parte um. O objetivo desta última parte foi avaliar a robustez da metodologia proposta quando diferentes qualidades de dados da simulação e da sísmica estão disponíveis, ou seja, a aplicabilidade da metodologia em diferentes casos (sintéticos). Apesar das partes dois e três do presente trabalho terem mostrado resultados significantes, é importante destacar que a principal contribuição do presente trabalho foi o "mapa diagnóstico", que integra com um perspectiva inovadora dados probabilísticos de modelos de simulação da sísmica 4D

Resumo: A complexidade das operações de perfuração aumenta significativamente no contexto de reservatórios naturalmente fraturados (NFRs). A análise qualitativa e quantitativa das perdas de fluido de perfuração oferece critérios para algumas questões imperativas, como o projeto de fluido de perfuração não-Newtoniano que orienta ações corretivas precoces e o gerenciamento eficaz da pressão do poço. A pesquisa atual desenvolveu um modelo abrangente para abordar as limitações das metodologias pré-existentes. Este modelo leva em consideração as características dos NFRs, a reologia do fluido de perfuração, o fenômeno de perda de fluido e as condições do poço para prever a taxa e o volume de perda do fluido de perfuração até um grau aceitável. O modelo proposto é empregado para medir a taxa e o volume do fluido de perfuração não-Newtoniano escoando através de NFRs, levando em consideração a pseudo-plasticidade do fluido de perfuração não apenas para o sistema de fratura, mas também para o sistema de matriz sob pressão constante de poço (incorporando uma contribuição de matriz adimensional, D, na solução). A solução introduzida é eficaz em avaliar o progresso da fluido de perfuração tanto em NFRs quanto em reservatórios homogêneos. Esta metodologia desenvolvida é posteriormente aplicada para gerar curva-tipo para auxiliar nas análises qualitativas e quantitativas. A avaliação qualitativa é realizada para conduzir uma análise de sensibilidade em parâmetros de NFR e para examinar seu impacto no fenômeno de perda e no volume total de perda de fluidos do poço para o reservatório, enquanto a análise quantitativa mede as propriedades de NFR, o volume cumulativo total e o ROI (raio de invasão) em sistemas de unidades SI e de campo. A solução desenvolvida e as curvas-tipo são verificadas por dois métodos: primeiro, reduzindo-a a uma solução pré-existente (projetada para o caso do fluido Newtoniano) incorporando suas suposições; e segundo, aplicando-se dados de campo de medições de perda de um poço fraturado no Golfo do México. Casos sintéticos são utilizados para demonstrar a aplicação do fluxo de trabalho para medir propriedades de NFR, de taxa de perda de um fluido de perfuração e da perda total, e os resultados são comparados com modelos anteriores. O estudo destaca a influência das propriedades do NFR e da pseudo-plasticidade do fluido de perfuração (representada pelo índice de comportamento do fluxo, n) na taxa de perda de fluido de perfuração, volume total de perda e no fenômeno de perda de fluido, especialmente sob uma suposição de pressão constante dentro do poço. Este estudo sugere procedimentos práticos para ajustar as propriedades do fluido de perfuração e projetar tratamentos que interrompam perdas adicionais desse fluido. Nas condições estipuladas do poço, os operadores podem utilizar efetivamente a pseudo-plasticidade dos fluidos de perfuração como uma ferramenta para mitigar a perda de fluido de perfuração, especialmente através de NFRs com características de perda mais altas. O estudo identifica três períodos no fenômeno de perda de fluido de perfuração através dos NFRs, dependendo das propriedades deste, da reologia do fluido de perfuração e do coeficiente de perda: tempo inicial, período transiente e tempo tardio. Cada período requer um fluido de perfuração específico com pseudo-plasticidade distinta para mitigar a perda de fluido de perfuração e otimizar o desempenho da operação de perfuração. A pesquisa sugere que o projeto do fluido de perfuração deve garantir alta pseudo-plasticidade durante os tempos iniciais e finais e menor pseudo-plasticidade durante o período transiente. (Pode ser aplicado para técnicas de MPD* para perfurar perspectivas desafiadoras). Esta pesquisa aconselha a formulação de fluidos de perfuração para manter elevada pseudo-plasticidade nas fases inicial e final, e níveis baixos durante o período transiente. (Pode ser aplicado a técnicas de MPD para perfurar prospectos desafiadores). Os resultados também indicam que o período transiente desempenha um papel fundamental no fenômeno de perda de fluido de perfuração através de NFRs. Sugere-se manter este período curto enquanto se tenta manter uma taxa de invasão mais baixa do fluido de perfuração. A pseudo-plasticidade do fluido de perfuração pode desempenhar um papel crítico no controle deste período. A análise paramétrica revela um impacto significativo da pseudo-plasticidade do fluido de perfuração no volume cumulativo e no ROI em NFRs com pressão diferencial maior, perda e aberturas de fratura maiores. Além disso, o procedimento permite aos operadores determinar o ROI para os tempos de início e fim equivalentes do período transiente. O modelo proposto aprimora a conclusão de poços, a recuperação avançada de petróleo (EOR), a caracterização de NFR e as operações de perfuração ao facilitar a análise precisa das propriedades do reservatório e dos volumes de fluido em NFRs. Ele orienta os operadores na refinaria da reologia do fluido de perfuração para minimizar a perda de lama e melhorar a eficiência no flooding polimérico, otimizando assim o desempenho em reservatórios complexos

Resumo: Com o advento da tecnologia de poços horizontais na década de 1980, escoamento com transferência de massa em poços de petróleo vem despertando grande interesse na indústria. Apesar dos trabalhos iniciais utilizarem o modelo de condutividade infinita, no qual a queda de pressão no poço não é considerada, há uma quantidade cada vez maior de estudos que calculam os efeitos da perda de carga em poços horizontais e inclinados. Nos casos em que a queda de pressão no poço é considerada, o efeito da componente aceleracional, que decorre da mudança de velocidade do escoamento devido ao incremento de massa no poço, tem sido ignorado, assim como o efeito direcional do influxo, que tem a capacidade de acelerar ou frear o escoamento, dependendo do seu ângulo de incidência na parede do poço. Assim como as componentes friccional e gravitacional do gradiente de pressão, a componente aceleracional também deve ser incluída no cálculo da queda de pressão no poço. O objetivo deste trabalho é analisar o efeito da perda de carga em poços horizontais e inclinados e o seu impacto no tempo de irrupção da água. Para isso, foi desenvolvido um modelo de poço monofásico que incorpora as três componentes do gradiente de pressão: aceleracional, friccional e gravitacional. O algoritmo pode ser incorporado a outros simuladores de reservatório ou aplicado a modelos analíticos. O algoritmo foi desenvolvido em MATLAB® e acoplado explicitamente ao simulador de reservatório STARS® (Computer Modelling Group). O modelo foi usado para analisar o efeito da vazão de produção, da viscosidade do fluido e da permeabilidade do reservatório na queda de pressão no poço. O impacto de diferentes valores de densidade de canhoneio e inclinação do poço também foi analisado e discutido. Os resultados mostraram que a queda de pressão em reservatórios de alta permeabilidade e em poços de alta vazão é significativa e não deve ser ignorada. A componente aceleracional depende da geometria do duto, das propriedades do fluido e das condições de produção e é mais crítica em completações canhoneadas. No entanto, a sua contribuição nos casos analisados neste trabalho não foi significativa. Ademais, foi demonstrado que a produção de um poço horizontal não é proporcional ao seu comprimento, como é assumido em modelos de condutividade infinita. A vazão de produção depende da queda de pressão no poço

Resumo: O foco deste trabalho é a análise da viabilidade da aplicação da interferometria sísmica na interpolação de traços. Tais traços foram usados no preenchimento de falhas na cobertura sísmica devido à presença de obstruções durante campanhas de aquisição sísmica marítima. O tema proposto é particularmente relevante pois a falta de cobertura sísmica degrada consideravelmente a qualidade das seções e cubos sísmicos, com um impacto negativo para a sísmica como insumo para a atividade de exploração de petróleo. Para o estudo do significado físico dos fenômenos interferométricos foi aplicado o método da fase estacionária em um refletor plano e inclinado, que pode ser tomado como um análogo do fundo do mar na região da quebra do talude continental. Posteriormente utilizamos a interferometria sísmica para interpolação de traços sísmicos em um conjunto de dados sintéticos. Os resultados mostraram que a interpolação interferométrica tem um bom potencial para criação dos traços virtuais com um baixo custo computacional

Resumo: A decisão de uma empresa em realizar investimentos na produção petrolífera depende principalmente do desempenho econômico esperado da jazida, do perfil econômico da empresa e das características econômicas e regulatórias do país. Uma das decisões importantes do processo é a escolha da estratégia de produção, em que o valor presente líquido (VPL) vem sendo usado como indicador econômico. Neste trabalho, procura-se mostrar que outros indicadores podem ser usados para auxiliar a decisão de investimento, pois, de acordo com as prioridades estabelecidas pela empresa, um só indicador pode não ser suficiente. Para isso, são analisadas diversas estratégias de produção considerando um conjunto de indicadores econômicos: VPL, retorno sobre o investimento (ROI), produção atualizada e produção de óleo (Np). Os indicadores são utilizados para avaliar o desempenho do campo e de poços de produção e injeção. Uma análise de sensibilidade é também considerada para mostrar a utilização dos indicadores em cenários incertos (preço do óleo, taxação, entre outros). Pode-se mostrar que a utilização de mais de um indicador possibilita respostas diferentes e mais confiáveis para cada cenário traçado, influenciando o tomador de decisão. O foco da empresa em um ou mais indicadores poderá trazer vantagens principalmente em cenários de incerteza. Os resultados mostram que a utilização de vários indicadores proporciona uma tomada de decisão com menor grau de risco, bem como torna possível capturar outras características do projeto que nem sempre podem ser representadas pelo uso tradicional do VPL

Resumo: Há 10 anos da quebra do monopólio para a exploração e produção (E&P) de petróleo no Brasil o mercado se mostrou estável, competitivo e gerando resultados positivos que atraem o interesse das companhias nacionais e estrangeiras a investir no setor de "upstream". O processo de cessão de direitos e obrigações sobre as áreas de E&P é conduzido pela Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Bio-combustíveis (ANP) por meio de licitação pública, com regras bem definidas, onde o vencedor assina um contrato de concessão com a ANP. Esta pesquisa apresenta e analisa o histórico destas licitações para áreas de exploração e produção e áreas inativas com acumulações marginais, dentro do cenário econômico brasileiro e do potencial exploratório do país, e compara o desempenho das empresas no Brasil e no Golfo do México Americano, segundo os investimentos realizados para aquisição dessas áreas. Apresenta, ainda, um modelo estocástico para estimava do valor dos blocos desenvolvido a partir das ofertas realizadas para áreas da Bacia de Campos em licitações pretéritas. Para analisar o nível de competição esperado para essas áreas, este estudo descreve também o desenvolvimento de um sistema especialista com a ferramenta Exsys Corvid®, baseado no julgamento de 36 especialistas da indústria do petróleo que trabalham em 20 companhias de pequeno, médio e grande porte. A aplicação desta metodologia permite que estas companhias estimem o nível de competição (alto, moderado, ou baixo) para áreas da Bacia de Campos. Conhecendo o valor das áreas e a estimativa do nível de competição, é possível subsidiar o processo decisório na elaboração de estratégias de oferta que permitam uma melhor alocção financeira dos recursos e a gestão ótima do portfólio exploratório pretendido pela companhia

Resumo: Com o desafio de construir poços mais extensos em lâminas d¿água cada vez mais profundas, torna-se mais difícil dimensionar, fabricar e instalar sistemas de elementos tubulares que suportem os carregamentos a que essas condições os submetem. Além das cargas estáticas, as quais os projetistas estão acostumados a dimensionar, existem as cargas dinâmicas propagadas nesses sistemas devido ao movimento da sonda, causado pelas ondas, correntezas e ventos. E, apesar de ter havido alguns casos de falha, cuja causa provável atribui-se a esforços dinâmicos, a maioria dos projetos de sistemas de elementos tubulares não leva em conta essas cargas. Por esses motivos, o objetivo deste trabalho é verificar se o comportamento dinâmico axial de sistemas de elementos tubulares gerado pelo heave da embarcação pode comprometer a integridade desses sistemas. Para esse fim, propõe-se um modelo analítico e analisa-se esse comportamento em operações que envolvem sistemas de revestimento e de riser de perfuração utilizados na construção de poços em águas profundas. Por meio desse modelo, as forças dinâmicas geradas por esses movimentos são obtidas e comparadas com a resistência dos tubos dos sistemas estudados. E, por fim, propõe-se um procedimento para se determinar os limites operacionais, de modo a se preservar a integridade dos elementos tubulares. Apesar de utilizar algumas equações e modelagem já utilizadas na literatura, a modelagem da condição de contorno na sapata e a aplicação de modelo analítico para análise do comportamento dinâmico axial de revestimento são originais deste trabalho

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

Resumo: A injeção de polímeros é um método químico de recuperação avançada no qual se adiciona polímeros à água de injeção, aumentando sua viscosidade e, consequentemente, diminuindo a razão de mobilidade água-óleo, resultando em uma melhor eficiência de varrido. A avaliação da utilização deste método no desenvolvimento de campos de petróleo e a comparação com outros métodos são complexas e, muitas vezes, é feita de forma simplificada levando a possíveis decisões sub-ótimas. Assim, o objetivo deste trabalho é a aplicação de uma metodologia completa de análise de decisão de forma a se avaliar a viabilidade da aplicação da injeção de polímeros em um campo de óleo pesado através de comparações com injeção de água. A metodologia inclui a otimização de um caso base, geração de cenários incertos, seleção de modelos representativos, seleção da estratégia de produção de cada modelo representativo, combinação das estratégias nos cenários incertos, análise risco-retorno e geração de curvas de risco. Especial atenção é dada às variáveis de projeto e de controle na escolha da estratégia adequada para cada modelo e para o campo. A metodologia fornece ferramentas para o tomador de decisão escolher a melhor dentre diversas opções de projeto possíveis de acordo com seu perfil de risco e é flexível para ser aplicada em diferentes estágios de desenvolvimento do campo ou para ser aplicada com outros métodos de recuperação. Os resultados mostram que comparações simplificadas entre os dois métodos de recuperação, apenas trocando-se o fluido de injeção, podem levar a decisões equivocadas. Para obter as vantagens dos custos adicionais de polímeros, é preciso um planejamento prévio, através de uma análise detalhada com procedimentos que contemplem diversas etapas, de forma que as comparações possam ser feitas de forma adequada e minimizando a possibilidade de serem tomadas decisões equivocadas, escolhendo-se, portanto, uma estratégia mais adequada ao tipo de fluido injetado

Resumo: Esta dissertação consiste no estudo sedimentológico e paleodeposicional de quatro unidades litoestratigráficas da Pré-Cordilheira Argentina, depositadas durante o Ordoviciano: Formação Portezuelo del Tontal (FPT), Formação Sierra de La Invernada (FSI), Formação Gualcamayo (FG) e Formação Los Azules (FLA). A FG e a FLA são caracterizadas por lamitos e margas depositados por decantação. A FPT é constituída por uma alternância entre arenitos finos a muito finos e lamitos. Os arenitos são frequentemente bipartidos: a porção basal, de granulometria areia média a fina, é espessa e maciça, apresentando intraclastos lamosos, tapetes de tração. A porção superior possui granulometria mais fina e é menos espessa, com laminação cruzada truncante anisotrópica (anysotropic hummocky cross stratification). Os arenitos são interpretados como gerados por fluxos gravitacionais influenciados por tempestades. A presença de laminação cruzada truncante na parte superior das camadas demonstram que a sedimentação ocorreu acima do nível de ondas de tempestades e que um fluxo gravitacional se desenvolveu concomitantemente às tempestades. A FSI é caracterizada por arenitos muito finos com laminação truncante anisotrópica intercalada com lamitos arenosos produzidos por correntes de turbidez muito diluídas e por decantação. A FSI apresenta abundantes icnofósseis, o que indica uma atividade biológica bentônica ativa. O sistema deposicional da FPT e da FSI é uma plataforma dominada por atividade de tempestades. A parte superior da FSI e a FPT são litologicamente semelhantes e ambas apresentam direções de paleocorrentes de norte para sul, o que evidencia que eram parte de uma mesma bacia. Os arenitos mais grossos e espessos, representados pelos depósitos da FPT, teriam passado por ambientes mais rasos (FSI) e se depositado em áreas mais profundas (FPT). Os depósitos arenosos muito finos gerados por tempestades são característicos de áreas mais rasas e proximais (FSI). A margem ocidental do Gondwana, durante o Meso e Neo-Ordoviciano, foi uma plataforma siliciclástica dominada por tempestades, com aprofundamento para sul localizada em uma bacia do tipo antepaís.

Resumo: A grande dependência da sociedade por produtos feitos a partir do petróleo e seus derivados, bem como seu preço elevado, motivam o estudo e o desenvolvimento de métodos de recuperação avançada. Estes métodos viabilizam explotar o maior volume possível de petróleo de forma contínua e por mais tempo. Os métodos de recuperação avançada de petróleo podem ser classificados como miscíveis, térmicos e químicos. A injeção de polímero é um método químico, onde polímero é adicionado à água de injeção com o objetivo de aumentar sua viscosidade e, consequentemente, reduzir a razão de mobilidade e aumentar a eficiência de varrido. Entretanto, este processo não é aplicável a qualquer caso, sendo necessário o uso de métodos de seleção e descarte, além de uma atenção especial para que suas propriedades não sejam degradadas durante a aplicação do método. Este trabalho apresenta uma análise da recuperação de petróleo por injeção de água alternada com banco de polímero (WAP) em comparação com a injeção contínua de água (WF) através da utilização de um simulador comercial. Além disso, foram analisadas variações em relação ao volume de solução polimérica injetada, ao instante de início da injeção de polímero, às curvas de permeabilidade relativa, à viscosidade da solução polimérica, bem como, às saturações de óleo residual e inicial de água, a fim de verificar os efeitos na recuperação de óleo. O estudo de modelos de reservatório em escala laboratorial é realizado como uma primeira e simplificada análise de seu potencial de recuperação de petróleo. A escala laboratorial permite uma análise mais detalhada do comportamento dos fluidos dentro do modelo, além de admitir a realização de testes para posterior aplicação no modelo real. Assim, foi realizado o estudo em escala laboratorial, para um modelo homogêneo, três modelos com heterogeneidades horizontais e dois modelos com heterogeneidades verticais. Posteriormente, o modelo homogêneo foi utilizado para uma análise de aumento de escala, a fim de verificar se os modelos estão bem representados. E em seguida foi realizada uma análise econômica. Entre os resultados observados, pode-se mencionar que: quanto maiores os bancos de solução polimérica injetados, maiores foram os volumes de óleo produzido, porém com menores volumes de óleo produzido por massa de polímero; a antecipação na injeção da solução polimérica gera uma antecipação na produção; o uso de soluções com polímero mais viscosas reduz o valor da razão de mobilidade e aumenta a produção de óleo, entretanto demanda pressões de injeção mais elevadas; quanto menor é o valor da permeabilidade relativa à água na saturação de óleo residual, maior é o ganho de produção de óleo, uma vez que o valor da razão de mobilidade é menor; quanto menores forem as saturações de óleo residual e de água inicial, maior é a recuperação, uma vez que a quantidade de óleo móvel é maior. Os melhores resultados em relação à recuperação de óleo foram obtidos pelos modelos heterogêneos verticais em comparação com o modelo homogêneo e heterogêneos horizontais. E o modelo em escala de campo demonstrou estar muito bem representado, sem divergência de valores em relação ao modelo em escala laboratorial

Resumo: As crescentes dificuldades encontradas na exploração e produção de petróleo, tais como a diminuição das grandes descobertas, o afastamento da costa e as profundidades cada vez maiores dos campos, criam uma necessidade permanente de inovação. A fim de melhor conhecer e dominar os reservatórios situados em regiões remotas, novas ferramentas e novas metodologias precisam ser desenvolvidas. Com capacidade computacional em constante aumento e algoritmos avançados, esta demanda pode ser satisfeita. A partir de novas metodologias de integração de sísmica 3D desenvolvidas e integradas em um processo de otimização baseado em modelagem a posteriori, diversos resultados válidos tem sido obtido. Neste contexto, a caracterização de reservatórios condicionada a atributos sísmicos se revelou uma maneira eficiente de melhorar a qualidade sísmica dos modelos assim como o respeito dos modelos gerados (Barens et al, 2004). Esta dissertação propõe comparar os resultados de quatro metodologias de caracterização de reservatório e os seus respectivos impactos na análise de risco do campo. O caso de estudo é realizado em um campo de turbiditos situado nas águas profundas da costa oeste africana a partir de cinco poços exploratórios e uma exploração sísmica 3D de boa qualidade

Resumo: Este trabalho estuda o comportamento elástico e a falha plástica durante um Teste de Absorção, principalmente em formações salinas, utilizando dois modelos para a determinação das tensões na parede do poço: o modelo cilíndrico e o esférico. A comparação entre os dois modelos mostra que a utilização do modelo cilíndrico, quando em condições hidrostáticas de tensões levam a sobrestimar a janela operacional do fluido de perfuração. Para demonstrar que o modelo esférico é mais adequado para modelar o Teste de Absorção num estado de tensões isotrópico, típico das formações salinas, foram realizadas diversos experimentos em amostras que simulam o Teste de Absorção nessas condições. Baseado nesses experimentos pode-se afirmar que o modelo esférico é o mais adequado para prever as tensões na parede dos poços durante a realização do Teste de Absorção, mas que durante a perfuração, com o aprofundamento do poço, o modelo cilíndrico se torna mais adequado para prever a máxima pressão na sapata. Caso isso não seja levando em consideração a determinação da janela operacional do fluido de perfuração utilizado será incorreta

Resumo: Este trabalho disserta sobre a análise de teste transitório de produção e de crescimento de pressão em poço vertical sob condição de escoamento bifásico de óleo e gás. Os resultados obtidos são o fator de película e pontos das curvas das permeabilidades efetivas ao óleo e ao gás em função da saturação de óleo. A permeabilidade efetiva em função da saturação do óleo é obtida da combinação da permeabilidade efetiva em função da pressão de teste de poço com a solução de uma equação diferencial ordinária que relaciona a saturação do óleo com a pressão. Um dos métodos, denominado método p2, é desenvolvido a partir da representação da curva da função de pseudopressão, kro/(µoBo) versus a pressão de teste, por meio de duas linhas retas. O problema físico analisado consiste de um reservatório homogêneo operando a partir da pressão de bolha, água conata imóvel e efeitos de capilaridade e de gravidade desprezíveis. Os dados para validação dos métodos são obtidos com testes de poços realizados em modelos de reservatórios preparados num simulador comercial. O método p2 utiliza basicamente pontos e inclinações de retas de curvas típicas, construídas com dados de teste de poço, para determinar o fator de película e as curvas das permeabilidades efetivas aos fluidos. As curvas obtidas pelo método p2 são comparadas com as obtidas por outro método, chamado de método de determinação in situ

Resumo: Neste Trabalho foi implementado um método de continuação da imagem no domínio das Famíliass de Ponto Imagem Comum (CIG, acrônimo de Common Image Gather) para aplicação na migração em profundidade. A partir do conceito de Moveout Residual (RMO) foi desenvolvida uma rotina para análise de velocidade. Este modo de análise de velocidade permite construir modelos de velocidade para migrar em profundidade partindo de um modelo inicial simples. Inicialmente é apresentado (i) o conceito sobre onda imagem, depois (ii) a construção do CIG, (iii) uma abordagem para obter a Equação Diferencial Parcial (EDP) de continuação da imagem, (iv) a obtenção da EDP de continuação da imagem no CIG segundo esta abordagem, (v) a solução desta EDP através do método de diferenças finitas e por fim (vi) o mecanismo de análise de velocidade e construção do modelo. O programa implementado foi testado mediante aplicação em dados sintéticos 2D: um dado sintético gerado a partir de um modelo de três interfaces e o dado do Marmousoft. Esta técnica de análise de velocidades permite construir modelos de velocidade 2D para migração em profundidade partindo de um modelo inicial simples. É demonstrado a capacidade do método de construir modelos aceitáveis em profundidade sem a necessidade de imformação a priori. A técnica pode ser empregada para reduzir o risco no processo exploratório através da geração expedita de imagens aceitáveis em profundidade

Resumo: Na análise de velocidade de migração, o moveout (sobretempo) residual na seção migrada é usado para corrigir o campo de velocidade. Neste trabalho, propomos uma abordagem numérica para descrever o moveout na seção migrada considerando um refletor plano inclinado. A descrição é válida para seções migradas vizinhas e, portanto, várias seções migradas podem ser utilizadas simultaneamente para obter os parâmetros. Esta estratégia proporciona valores mais confiáveis para o fator de correção de velocidade. Através de alguns exemplos sintéticos, validamos e mostramos o bom desempenho da nossa estratégia de ajustar as curvas ou superfícies de moveout numericamente. Além disso, usamos um método de otimização sem derivadas para estimar os parâmetros

Resumo: A injeção de água como método para auxiliar na recuperação de hidrocarbonetos e na manutenção da pressão em reservatórios tem sido aplicada de maneira crescente nas últimas décadas devido às suas características de eficiência, baixo custo e alta disponibilidade da água, o que faz com que este procedimento seja considerado com frequência na fase de desenvolvimento de campos de petróleo, como parte da estratégia inicial de produção. No entanto, volumes cada vez maiores de água produzida são reportados pelas companhias operadoras, com grandes implicações técnicas e econômicas para as mesmas. Esta situação pode, em alguns casos, fazer com que a água deixe de ser considerada como um recurso e passe a ser vista como um empecilho à produção. Outro problema associado à injeção de água em reservatórios é a perda de injetividade causada pela diminuição da permeabilidade na região vizinha aos poços injetores, decorrente do dano de formação. Portanto, implementar soluções ao problema da perda de injetividade e considerar o controle da água injetada e produzida na etapa de lançamento e otimização de estratégias de produção têm um impacto significativo no desempenho produtivo e financeiro de um projeto de exploração e produção (E&P), especialmente em reservatórios heterogêneos e fraturados, onde as propriedades petrofísicas trazem consequências importantes no escoamento dos fluidos de injeção e produção. Nesse trabalho é realizada uma análise da aplicação do processo de injeção com pressão de propagação de fratura (Injection with Fracture Propagation Pressure - IFPP) mediante a modelagem dos processos de perda de injetividade e propagação de fratura utilizando ferramentas de simulação de uso comercial. Posteriormente, uma metodologia para o gerenciamento de água baseada no controle dos volumes de injeção e produção de água é proposta e aplicada para casos de reservatório heterogêneo e naturalmente fraturado. Os resultados apontam que a injeção de água com propagação de fratura pode ser utilizada para remediar os efeitos nocivos da perda de injetividade, permitindo, em alguns casos, um aumento significativo da recuperação de óleo. Apontam também que a sua modelagem pode ser estudada como um problema de otimização de vazão, evidenciando a necessidade de inclusão do controle da injeção (otimização de vazão e determinação da data de fechamento do poço injetor) na fase de proposta e posterior otimização de estratégias de produção. Finalmente, mostram o efeito positivo do controle da injeção de água, aliado ao controle da produção, como mecanismo para o gerenciamento de água, possibilitando um melhor desempenho produtivo e financeiro de reservatórios heterogêneos e fraturados que utilizam a injeção de água como método de recuperação secundária

Resumo: A utilização de poços horizontais foi uma das tecnologias que possibilitou aumento de produção de petróleo nos últimos anos. A simulação de reservatórios é uma ferramenta importante no processo de tomada de decisões das empresas produtoras de óleo, mas, muitas vezes, as simulações desconsideram a queda de pressão ao longo da extensão de poços horizontais, o que pode gerar previsões menos confiáveis que, consequentemente, afetariam a tomada de decisões. Este trabalho tem como objetivo desenvolver modelos para analisar a queda de pressão existente em poços horizontais produtores e injetores e verificar a influência no perfil de produção e no tempo de irrupção de água nos poços. Para conduzir o estudo, foi criado um programa que, através da resolução de um sistema de equações matemáticas, estima os valores de queda de pressão e a quantidade de fluido produzido/injetado em cada ponto ao longo da extensão dos poços. Os resultados foram gerados em duas etapas distintas para poder melhor avaliar os efeitos da queda de pressão nos poços horizontais. Na primeira etapa, foi feita uma análise considerando somente um poço horizontal produtor inserido em um reservatório para verificar os efeitos da queda de pressão no perfil de produção do poço como função de diversos parâmetros como diâmetro, vazão de produção e permeabilidade do reservatório; nesta etapa, os resultados foram gerados para reservatórios de óleos pesado e leve. Concluiu-se que situações onde os poços apresentam pequenos valores de diâmetro, altas vazões ou situados em reservatórios com altos valores de permeabilidade, o efeito de queda de pressão, juntamente com o efeito de borda dos poços, podem exercer efeito significativo no perfil de produção dos poços. Na segunda etapa, foi inserido um par de poços produtor e injetor em um reservatório de óleo leve e avaliou-se o tempo de irrupção de água para o caso dos poços sem considerar a queda de pressão, o par de poços alinhados e os poços dispostos de maneira invertida. Notou-se que a não consideração da queda de pressão pode levar a previsões de tempo de irrupção mais tardias e que a configuração em que os poços estão dispostos no reservatório, alinhados ou invertidos, pode auxiliar a retardar o tempo de irrupção nos poços