Mês: fevereiro 2026

Os escoamentos turbulentos desempenham um papel dominante na operação de bombas centrífugas, que são amplamente utilizadas em ambientes industriais e em vários aspectos da vida humana. O campo de escoamento dentro dos canais do impelidor de uma bomba centrífuga é geralmente complexo, contendo estruturas turbulentas em uma ampla faixa de escalas de tempo e comprimento. Além disso, em determinadas situações, estas turbomáquinas operam em condições fora da condição de projeto, como é o caso dos escoamentos multifásicos. Um exemplo notável de operação de escoamento multifásico em bombas centrífugas é observado na mistura dispersa de óleo viscoso e água. Nesse contexto, o objetivo geral deste trabalho é estudar escoamentos monofásicos e bifásicos dentro de um impelidor de uma bomba centrífuga. Para isso, experimentos utilizando velocimetria de imagem de partículas resolvida no tempo (TR-PIV) em uma bomba de material transparente operando em diferentes condições foram conduzidos. Para o escoamento monofásico, as características estatísticas do escoamento turbulento foram calculadas a partir de médias do conjunto de fases de velocidade, vorticidade, energia cinética turbulenta, produção e dissipação de turbulência. Além disso, as características do escoamento instável foram observadas por meio da técnica POD (proper orthogonal decomposition). Os resultados indicam que o termo de produção de turbulência é a principal fonte de perda de energia no impulsor da bomba, e é particularmente pronunciada em condições operacionais de baixa vazão, caracterizadas por estruturas turbulentas de grande escala. Por outro lado, em situações onde as vazões excedem a condição de ponto de melhor eficiência (BEP), as estruturas de escoamento predominantes são marcadas por características de pequena escala, atribuídas principalmente à dissipação local de turbulência. No que se refere ao escoamento bifásico, foi introduzida uma metodologia para a caracterização do escoamento óleo-água disperso no impelidor. Para atingir esse objetivo, um conjunto de técnicas de processamento de imagens de aprendizagem profunda foi desenvolvido e aplicado às aquisições brutas de TR-PIV para distinguir gotículas de óleo (fase dispersa) de partículas traçadoras adicionadas à água (fase contínua). Essa análise demonstrou que a fase dispersa tende a se acumular nas pás de sucção, consequência de zonas de recirculação da fase contínua do escoamento. Além disso, observou-se que o campo de velocidade da fase contínua no escoamento bifásico se assemelha muito ao do escoamento monofásico. Essa semelhança está relacionada ao fato de que a altura manométrica da bomba permanece aproximadamente a mesma para ambos os tipos de escoamento.

O sistema de Bombeio Centrífugo Submerso se destaca por sua alta capacidade produtiva mesmo em cenários severos de operação. Dentre esses cenários, a operação com emulsões óleo-água representa um problema de garantia de escoamento tanto para as linhas de produção quanto para a Bomba Centrífuga Submersa (BCS). A formação deste padrão de escoamento provoca um aumento significativo na viscosidade da mistura que é intensificada com o aumento da fração da fase dispersa até a inversão de fase. A inversão de fase é a transição do escoamento de água-em-óleo para óleo-em-água ou vice-versa. O aumento de viscosidade e a inversão de fase no interior de uma BCS provocam, respectivamente, redução em sua capacidade de produção e ocasionam severas instabilidades operacionais. O comportamento particular e complexo da viscosidade efetiva da emulsão e o fenômeno de inversão de fase ainda são pouco compreendidos mesmo em escoamentos em tubulações. A geometria complexa da BCS, além do comportamento hidrodinâmico do escoamento em seu interior, dificultam ainda mais o entendimento desses fenômenos dentro deste equipamento. Dessa forma, este trabalho pretende contribuir no entendimento fenomenológico do escoamento de diferentes sistemas de emulsão no interior de uma BCS, analisando, experimentalmente, o comportamento da viscosidade efetiva e da inversão de fase sob diferentes condições operacionais. Inicialmente, foram observados comportamentos opostos da viscosidade efetiva da emulsão de água-em-óleo no interior da BCS dependendo do tipo de sistema de emulsão, instável ou estável, com o aumento da fração da fase dispersa. Então, foi apresentado um critério denominado Critério de Relevancia de Deslizamento que é baseado no deslizamento da gota de água no meio óleo quando submetidos à um campo centrífugo. Para analisar tal comportamento, um número adimensional denominado número de Relevância de Deslizamento foi proposto para representar uma fronteira capaz de separar as tendências observadas. Além disso, um modelo para viscosidade efetiva de emulsões estáveis água-em-óleo passando através de BCS foi proposto levando em conta as propriedades das fases e parâmetros operacionas do equipamento. Tal modelo foi aplicado à equação proposta por Biazussi (2014) para prever a elevação da BCS, apresentando boa concordância quando comparado com os dados experimentais e com dados reais de operação. Finalmente, a análise da inversão de fase catastrófica é apresentada através da investigação do comportamento da potência de eixo da BCS. Deste estudo, observou-se um comportamento particular da potência de eixo com o aumento da fração da fase dispersa, principalmente ao se aproximar do ponto de inversão de fase. Esse comportamento foi observado tanto no torque quando na corrente elétrica consumida, mostrando a sensibilidade desses parâmetros com o início do processo de inversão de fase dentro da BCS.

A indústria de petróleo é indiscutivelmente uma das maiores do mundo e continua a crescer. No entanto, as operações de petróleo são responsáveis por aproximadamente 15% das emissões de gás carbônico relacionadas à energia em nível global. Devido ao Acordo de Paris de 2015, tanto empresas de petróleo privadas quanto públicas estão pressionadas a atender à demanda global por petróleo enquanto implementam simultaneamente tecnologias para reduzir os impactos ambientais. Isso é uma tarefa desafiadora, uma vez que há um conflito inerente entre objetivos econômicos e ambientais. No entanto, ao considerar indicadores conflitantes, os tomadores de decisão podem obter uma compreensão melhor das compensações entre objetivos econômicos e ambientais e selecionar a solução que melhor se alinha com os interesses da empresa. Isso representa um cenário de tomada de decisão mais realista e é a motivação fundamental por trás deste trabalho. Nosso principal objetivo é integrar diferentes indicadores no processo de tomada de decisão para análise de decisão baseada em modelo de problemas do mundo real da indústria de petróleo. Mais especificamente, esta pesquisa aborda o problema da otimização do posicionamento de poços com múltiplos objetivos conflitantes, onde o objetivo é determinar o número e as posições ideais de poços injetores e produtores na superfície do reservatório. Foram propostos dois algoritmos evolutivos baseados em decomposição. O primeiro utiliza mecanismos de preservação da diversidade para lidar com a natureza custosa da simulação de reservatórios. O segundo utiliza Random Forests como técnica de modelo de substituição para prever os valores das funções objetivo de estratégias não avaliadas. Esses métodos foram avaliados em extensas comparações de desempenho em funções de benchmark ou problemas de posicionamento de poços. Dada a ausência de uma única solução ótima global em problemas de múltiplos objetivos, mas sim um conjunto de soluções ótimas que representam compensações entre funções objetivo conflitantes, os tomadores de decisão ainda são obrigados a selecionar uma única estratégia de posicionamento de poços que possa ser traduzida de forma eficaz em um plano de desenvolvimento de campo de petróleo do mundo real. Para isso, este estudo também explora a possibilidade de combinar a tomada de decisão multicritério com aprendizado de máquina para facilitar uma tomada de decisão assistida nas etapas de pós-otimização. Como contribuições adicionais, este estudo também investiga os efeitos da variação dos valores de hiperparâmetros em Random Forests ao usá-los para aproximar os valores das funções objetivo de soluções não avaliadas em problemas de otimização discreta. Finalmente, esta tese também introduz um gerador de problemas de benchmark projetado para criar instâncias de teste que replicam as características de problemas de otimização baseados em cenários, particularmente aqueles com um espaço de decisão discreto.

Os reservatórios carbonáticos, especialmente os do Pré-sal na Bacia de Santos, SE do Brasil, representam uma parcela significativa das reservas de hidrocarbonetos globais. Esta região, crucial para a produção nacional de petróleo e gás, tem seu principal reservatório formado por rochas carbonáticas, de origem lacustre, altamente hetereogeneas da Formação Barra Velha. A heterogeneidade permo-porosa associada a estas rochas são um reflexo dos processos sedimentares, eventos diagenéticos e fraturamento aos quais foram submetidas. Entender como estes processos afetam os reservatórios é crucial não apenas para a indústria petrolífera, mas também para ampliar o conhecimento sobre sistemas lacustres e a evolução tectono-estratigráfica da Bacia de Santos. O estudo das falhas e fraturas nos reservatórios do Pré-sal é essencial, pois essas estruturas geológicas desempenham papéis duais: enquanto as falhas podem formar armadilhas sedimentares e compartimentalizar reservatórios, as fraturas frequentemente atuam como condutos para o fluxo de fluidos, contribuindo para o desenvolvimento de porosidade não matricial. Entretanto, essas mesmas estruturas podem causar desafios técnicos, como perdas de fluido durante a perfuração. A formação de falhas e fraturas é influenciada por uma série de fatores, incluindo forças tectônicas, variações na pressão dos fluidos e descontinuidades geológicas. A Bacia de Santos, formada a partir do rifteamento que originou o Atlântico durante o Cretáceo, oferece um laboratório natural para estudar esses processos. Esta pesquisa investigou a relação entre falhas, fraturas e a evolução tectono-estratigráfica da Formação Barra Velha em diferentes escalas e domínios estruturais. Os resultados indicaram variações significativas no padrão de fraturamento e permeabilidade dos reservatórios, correlacionadas aos diferentes regimes tectônicos que atuaram na Bacia. Na primeira área de estudo, um regime transtensivo inicial foi seguido por um evento transpressivo que reativou falhas pré-existentes do rift e gerou fraturas ao longo de intervalos específicos da Formação Barra Velha. Na segunda área, caracterizada por um sistema rift extensional, o fraturamento predominou em intervalos silicificados e apresentou uma relação direta entre a distancia das falhas e a intensidade de fraturamento, destacando a influência dessas estruturas na conectividade e qualidade do reservatório. A análise multiescalar revelou três tipos principais de fraturas – abertas, parcialmente abertas e vugulares – e identificou uma relação clara, embora desafiadora de quantificar, entre falhas, fraturas e porosidade não matricial. As fraturas tectônicas destacaram-se como principais contribuintes para o aumento da permeabilidade, conectando diferentes camadas e interagindo com outros elementos geológicos. Entretanto, a detecção de falhas sub-sísmicas permaneceu um desafio devido às limitações de resolução dos dados disponíveis. A tese conclui que a caracterização detalhada das falhas e fraturas é crucial para compreender os processos que governam a formação e evolução de reservatórios carbonáticos heterogêneos. Esses achados ressaltam a importância de abordagens integradas e multiescalares na exploração de hidrocarbonetos, contribuindo para o avanço das ciências naturais e para a eficiência no setor de energia.

Tomografia computadorizada, uma tecnologia tradicionalmente usada no campo médico, provou ser uma ferramenta ventajosa em aplicações geológicas, especialmente com os recentes avanços nos métodos computacionais. No contexto contemporâneo da análise de reservatórios, um grande número de reservas mundiais de petróleo encontram-se em reservatórios de carbonato e um reservatório particular de produção de petróleo é o reservatório Vuggy fraturado. A partir dos dados de tomografia é possível estudar amostras de rochas extraídas daquelas áreas sem alterar o espécime original. Este trabalho surge como uma contribuição relevante para correlacionar amostras de rochas reais com a análise de imagens para geração de malhas de elementos finitos. O projeto focou-se na análise de imagens 3D dos dados da tomografia computadorizada e sua estruturação consistiu em três etapas principais: reconstrução de imagem digital, segmentação de regiões conectadas com classificação de potenciais vugs e fraturas e geração de malhas. Na primeira etapa, as imagens foram reconstruídas a partir dos dados brutos obtidos da microtomografia. A segunda etapa envolveu a segmentação das imagens para identificar e classificar as regiões conectadas, visando especificamente potenciais vugs e fraturas. A etapa final concentrou-se na geração de uma malha de elementos finitos a partir das imagens segmentadas que podem ser usadas para análise numérica. Malhas de duas e três dimensões são geradas a partir dos dados da tomografia computadorizada de duas amostras de rocha. Diferentes algoritmos foram explorados e combinados para cada caso, entre o algoritmo Mesh Decimation e o algoritmo Marching Cubes. O resultado deste trabalho é uma malha que pode ser usada para análise de elementos finitos.

Nesta dissertação, as formulações mista e híbrida primal para problemas de escoamento em meios porosos foram comparadas numericamente. Uma variedade de técnicas de aceleração foi aplicada a cada implementação para garantir uma comparação justa. Porções sub-ótimas do código foram identificadas usando ferramentas de criação de perfil e foram reescritas de acordo. Bibliotecas de aceleração numérica foram empregadas para aprimorar cálculos algébricos. Múltiplos paradigmas e esquemas multi-threads foram propostos e avaliados. Em seguida, o desempenho da simulação foi avaliado em termos de erros de aproximação e tempo de simulação. O trabalho propõe uma hibridização adicional para a formulação híbrida primal que resulta em um sistema linear definido. Esta nova formulação compartilha semelhanças com a formulação mista híbrida. Assim, o tempo de CPU da simulações deste método foi avaliado e comparado com o desempenho de uma formulação mista híbrida. Uma formulação matemática para estimatar o erro a posteriori aplicada ao método híbrido primal também foi proposta. O estimador de erro é baseado em reconstruções locais das variáveis de pressão e fluxo. Uma estratégia de refinamento adaptativo foi proposta com base no estimador de erro, para a qual a eficiência foi avaliada comparando numericamente os resultados com uma estratégia de refinamento uniforme padrão.

Processos de desenvolvimento e gerenciamento de campos e poços de petróleo demandam a definição de uma estratégia de produção, pela qual se definem, entre outras propriedades, a quantidade de poços, seus tipos e cronograma de abertura. Esses processos, no entanto, possuem diversas incertezas, levando a diferentes cenários de produção de petróleo, cada qual baseado em um modelo geológico distinto. Cenários viáveis podem ser simulados computacionalmente; porém, devido à grande quantidade de incertezas, é necessário efetuar simulações de centenas ou milhares de cenários, dificultando ainda mais a escolha de uma estratégia de produção. A seleção de modelos de cenários que representem as melhores estratégias de produção (chamados “modelos representativos”) é uma alternativa possível que vem sendo adotada para diminuir o custo computacional de tempo em etapas desses processos. Contudo, essa seleção é parcialmente automatizada, e precisa ser assistida por analistas da área de engenharia de petróleo para garantir a qualidade da escolha frente a critérios não mapeados no processo de escolha, e dependentes do conhecimento desses especialistas. Neste estudo testaremos se é possível aprimorar técnicas de visualização de dados multivariados atualmente usadas nesta seleção auxiliando os engenheiros de petróleo na escolha de bons modelos representativos. Com o apoio de técnicas de Visualização de Informação, este trabalho desenvolveu e apresentou protótipos e validou visualizações para a melhora da tomada de decisão dos analistas que usam o software (e metodologia) RMFinder na escolha de modelos representativos. Dentre as etapas previstas, foram efetuadas entrevistas com os usuários para identificar tarefas de análise, propor técnicas de visualização multidimensionais interativas, prototipação de soluções e realização de testes para avaliação de usabilidade e engajamento dos usuários ainda nos estágios iniciais do design. A proposta que o uso combinado de novas técnicas de visualização de informação dê suporte a interação dos usuários com a representação visual e permitam aos engenheiros a exploração e descoberta de novas análises dos dados nos seus estudos.

A elevação artificial é um método utilizado para se obter uma maior taxa de escoamento de óleo de um poço, através de alguma instalação que reduza a pressão no fundo do mesmo. O bombeio centrífugo submerso é um método comum na indústria do petróleo. O principal componente deste método são as bombas centrífugas submersas (BCS), que podem operar com escoamentos complexos envolvendo misturas multifásicas de água, gás e óleo. A presença de água na elevação de petróleo é um problema pois favorece a formação de emulsões, que são a mistura de água e óleo. Elas podem ser encontradas na forma de emulsões água-em-óleo e óleo-em-água, a depender de qual fase é a contínua e qual é a fase dispersa. As emulsões água-em-óleo aumentam consideravelmente a viscosidade da mistura e afetam o desempenho da bomba, diminuindo sua capacidade de bombeamento. O aumento ou diminuição de água no processo pode causar um fenômeno chamado de inversão de fase catastrófica (IFC), onde a fase dispersa se torna a fase contínua e altera rapidamente as propriedades físicas do escoamento, causando instabilidades operacionais através do sistema de produção. Para identificar e prever este importante fenômeno em fluxos multifásicos complexos, o uso de ferramentas de identificação avançadas, baseadas em dados experimentais, vem sendo utilizados recentemente. Neste trabalho, redes neurais são usadas para estimar a fração de água em um fluxo que atravessa uma BCS. Para isto, dados como a pressão de entrada e de saída, temperatura e os valores de fração de água correspondentes, entre outros, foram coletados de uma BCS operando com água e óleo. Testes monofásicos e bifásicos foram performados com o objetivo de coletar dados com diferentes valores de fração de água, variando entre ?0% (óleo monofásico) e ?100% (água e óleo bifásico). A partir dos experimentos em laboratório, foi possível construir uma ferramenta computacional baseada em dados capaz de estimar a fração de água que atravessa a bomba, usando uma estrutura de redes neurais otimizada, que atingiu um valor de coeficiente de determinação (R-quadrado) de 0,99929 e 0,99468 para os conjuntos de treino e teste, respectivamente. Além disso, dados de campo fornecidos pela Equinor Brasil foram analisados antes e após sua limpeza e um modelo de RNA foi construído para prever a fração de BSW (basic sediments and water) ao longo do funcionamento do sistema. Com dados limpos, o modelo atingiu R-quadrado de 0,99883 e 0,99884 nos conjuntos de treino e teste, respectivamente.

A compreensão da tectônica que impacta a subsuperfície é crítica para o sucesso de caracterização de reservatórios de petróleo. Elementos estruturais, como falhas e fraturas, podem definir a distribuição de sedimentos durante a deposição na evolução da bacia e atuar como barreiras ou condutos para o fluxo de fluido, influenciando o armazenamento de hidrocarbonetos. Os dados sismicos permitem detectar esses elementos estruturais. geralmente visualizados como descontinuidades nos refletores sismicos. A interpretação estrutural de reservatórios carbonáticos é particularmente desafiadora devido à alta heterogeneidade, caracterizada pela baixa continuidade espacial e por estruturas de pequena escala, como fraturas sub-sísmicas e características relacionadas a carstificação. O objetivo principal deste estudo foi investigar os elementos estruturais das rocha carbonática do pré-sal através da interpretação de falhas e fraturas. Para isso, foi usado sísmica tridimensional e análise de dados de poços na Bacia de Santos. Com base nesses dados, foi possivel obter informações sobre a morfologia das falhas e a interação entre as estruturas regionais. Nesse sentido, a interpretação foi feita utilizando técnicas de processamento sísmico e atributos sísmicos que aprimorou o processo interpretativo. Com base em um fluxo de trabalho sistemático, ruído coerente e randômico do volume sísmico foi removidos. A caracterização das descontinuidades baseada em analise atributos sísmicos permitiu compreender entender a deformacao estrutural e a relação entre as estruturas regionais. A orientação das descontinuidades foi fundamental para detectar regiões regioes potencialmente fraturadas. Uma vez selecionados os diversos atributos sísmicos, a análise multi-atributos, baseada em uma rede neural artificial não supervisionada, foi possivel detectar e caracterizaras áreas com alta probabilidade de falha. Na fase de validação, as características estruturais de perfis de imagem de poço calibraram o azimute das descontinuidades sísmicas e o campo de tensões tectônica local, confirmando as tendências interpretadas a partir dos atributos sísmicos.