Graduação: Doutorado

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.

As Bombas Centrífugas Submersíveis (BCSs) são amplamente utilizadas como método de elevação artificial. As BCSs podem operar sob condições operacionais severas, tais como abrasão, escoamentos de alta viscosidade e escoamentos multifásicos de gás, óleo e água. Quando as fases predominantes são água e óleo, o escoamento é considerado bifásico líquido-líquido. Estas misturas podem se apresentar na forma de emulsões causando instabilidades operacionais devido às mudanças de viscosidade efetiva e massa específica da emulsão. Estratégias de controle capazes de manter uma operação estável das bombas submetidas a escoamentos líquido-líquido são necessárias. Este trabalho propõe implementar a abordagem de Controle Ativo Tolerante a Danos (CATD) que possa tolerar as instabilidades produzidas pelas variações nas propriedades da mistura. Para esse fim foi proposto um Controle Preditivo baseado em Modelo (“Model Predictive Control” – MPC). O modelo proposto consiste em um Modelo Não Linear (“Non-Linear Model” – NLM) em regime estacionário acoplado e um Modelo de Espaço de Estados (“State Space Model” – SSM) linear, com monitoramento das variações de viscosidade efetiva e massa específica da emulsão baseado no monitoramento de vibrações. A metodologia proposta envolve a realização de experimentos em BCSs operando com uma mistura bifásica água-óleo, reproduzindo o comportamento das BCSs operando com emulsão tanto em regime estacionário quanto em regime transitório. A modelagem em estado estacionário das BCS e dos componentes do sistema foi realizada usando um NLM. A modelagem transiente do sistema foi feita por meio de um SSM linear. O monitoramento das propriedades do fluido foi feito mediante a medição das Vibrações Induzidas pelo Escoamento (“Fluid Induced Vibration” – FIV) e implementando Redes Neurais Artificiais (“Artificial Neural Networks” – ANN). A estratégia de controle foi testada mediante simulações computacionais e na bancada experimental em BCSs operando com emulsões, apresentando erro em estado estável em torno de 5%, e tempos de estabilização em torno de 150 segundos

Este estudo investiga o desempenho de Bombas Centrífugas Submersas (BCS) operando com emulsões de água e óleo sob diferentes condições, com foco em métricas de desempenho como altura manométrica, eficiência, consumo de potência, distribuição do tamanho de gotas (DTG) e viscosidade da emulsão. A campanha experimental avaliou a influência da velocidade de rotação, vazão, temperatura e fração de fase dispersa no comportamento das BCS, complementada pelo desenvolvimento de modelos preditivos para melhorar a eficiência operacional. A introdução destaca o papel crítico das BCS na indústria de óleo e gás e os desafios associados ao manuseio de escoamentos multifásicos. O estudo busca abordar a degradação de desempenho causada por fluxos emulsificados e propõe estratégias de otimização. A análise teórica foca em métricas adimensionais de desempenho, incluindo coeficiente de altura manométrica, coeficiente de potência e eficiência. Coeficientes de correção baseados no número de Reynolds rotacional são aplicados para considerar os efeitos viscosos. O estudo desenvolve modelos para quantificar a degradação do desempenho sob condições de alta viscosidade, fornecendo uma base para prever o comportamento das BCS em regimes de escoamento complexos. Os resultados revelam impactos significativos da fração de fase dispersa, da viscosidade e da velocidade de rotação no desempenho da bomba. Testes com escoamento monofásico e bifásico demonstram degradação de desempenho em condições de alta viscosidade, com curvas adimensionais evidenciando variações na altura manométrica, potência e eficiência. Um novo modelo para a viscosidade relativa da emulsão é apresentado, considerando diâmetros críticos de gotas e condições de escoamento, alcançando maior precisão em comparação com modelos existentes. Os modelos propostos aprimoram as capacidades preditivas para sistemas BCS, permitindo otimizar o desempenho na produção de petróleo

A presente tese apresenta os resultados da pesquisa do projeto: Métodos Geoestatísticos para a Definição de um Modelo Geológico de um Reservatório do Pré-sal Brasileiro. O objetivo principal do projeto é identificar as propriedades do reservatório e compreender os fatores que afetam a alta heterogeneidade do reservatório como litologia, mineralogia e propriedades do reservatório, conhecer os parâmetros responsáveis ??pelo aumento abrupto da permeabilidade em determinados intervalos, finalmente representando essas características em um modelo geológico, identificando os algoritmos mais adequados para a representação das fácies e propriedades incluindo a representação de fraturas e vugs. Para atingir o objetivo principal, o estudo foi dividido em três partes. A primeira seção trata de compreender as relações entre a composição mineralógica, fácies, as características do reservatório e a produção. Nesta fase, um artigo foi publicado na revista Geoenergy Science and Engineering. “Utilizando Inteligência Artificial Integrada para Caracterizar Mineralogia e Fácies em um Reservatório Carbonatado do Pré-sal, Bacia de Santos, Brasil, usando Núcleos, Registros Wireline e Avaliação Petrofísica Multimineral” Este trabalho nos levou à conclusão de que as melhores zonas dentro do reservatório estão associadas à fácies arbustos-esferulitos, alto volume de dolomitas com presença abundante de porosidades secundárias (vugs). O segundo artigo refere-se à identificação de zonas com permeabilidade e produção extremamente altas, que coincidem com características identificadas no primeiro artigo (altas quantidades de vugs, concentrações altas de dolomita e representadas por fácies como arbustos e esferulites) e podem atender aos requisitos das zonas super K. As abordagens tradicionais de determinação da permeabilidade (amostras de testemunhos, permeabilidade por RMN ou regressões) são incapazes de reproduzir os altos valores de permeabilidade relatados em testes de produção do tipo Drill-stem test DST, ou os altos fluxos de produção distribuidores nos perfis de produção PLTs. Esta pesquisa fornece uma nova metodologia que inclui dados estáticos e contabilização da porosidade das vugs e seus impactos no aumento da permeabilidade, sendo calibrados com dados dinâmicos como testes DSTs, PLT ou Índice de Produtividade (J). além de um método inovador para estimar a probabilidade de encontrar zonas super K. A última parte corresponde à construção do modelo geológico que possa representar as heterogeneidades do reservatório. Para modelagem de fácies avaliaremos dois dos métodos tradicionais Sequential Indicator Simulation SIS e Truncated Gaussinan Simulation TGS, e incorporaremos o uso de Multi-Point Statistics MPS, para corrigir as deficiências apresentadas por métodos baseados em estatísticas de dois pontos (variogramas) como SIS e TGS que são incapazes de reproduzir a continuidade de corpos geológicos, assim como não são capazes de reproduzir corpos geométricos complexos.Pelo contrário, o MPS é capaz de solucionar as fragilidades dos métodos baseados em variogramas, porém é apoiado por imagens de treinamento (TI) que são representações de modelos geológicos conceituais. Os resultados da modelagem de fácies mostraram que o método MPS mostra melhores resultados na modelagem de fácies em reservas complexas como os carbonatos do pré-sal, porem a criação da imagem de treino representa um verdadeiro desafio

Bombas centrífugas submersas (ESPs) são amplamente utilizadas em setores industriais que necessitam de altas vazões e ganho de pressão. Na indústria de petróleo e gás, as ESPs frequentemente operam sob condições de escoamento multifásico, tais como emulsões de óleo-água. O comportamento não-Newtoniano das emulsões pode induzir um comportamento dinâmico e instável do sistema. Contudo, a literatura existente foca no comportamento em estado estacionário destes sistemas. O objetivo principal deste trabalho é desenvolver e validar um modelo dinâmico para ESPs utilizando bond-graphs, conduzir análises de identificabilidade e estimar parâmetros do sistema com um conjunto limitado de sensores. A metodologia adotada engloba a coleta de dados experimentais em condições estacionárias e dinâmicas, modelagem por meio de bond-graphs e o emprego de Redes Neurais Informadas por Física (PINNs). O modelo da ESP foi formulado utilizando uma biblioteca desenvolvida, neste trabalho, em Julia. Foram conduzidas análises de identificabilidade, tanto estrutural quanto prática do modelo. As PINNs foram empregadas para abordar o problema inverso e foram avaliadas em dados simulados e experimentais. A validação do modelo foi realizada através da comparação dos dados experimentais com simulações numéricas. A pesquisa resultou em um modelo dinâmico para ESPs baseado em bond-graph que incorpora os subsistemas mecânicos e hidráulicos, resultando em um conjunto de equações diferenciais ordinárias (ODEs). Em condições estacionárias, o modelo demonstrou um elevado coeficiente de determinação e um erro relativamente baixo. Para cenários dinâmicos, ajustes finos nos parâmetros resultaram em melhoria na precisão do modelo, especialmente em relação às pressões, embora algumas discrepâncias nos picos de pressão tenham sido observadas. A análise de identificabilidade estrutural local identificou 12 parâmetros que são determináveis, mas a identificabilidade prática foi alcançada apenas com oito. As PINNs mostraram eficácia na estimativa de parâmetros e estados, sobretudo em cenários de baixa fração de água, mas apresentaram limitações em altas frações de água e em presença de ruído nos dados. O modelo dinâmico, em conjunto com as PINNs, demonstra potencial para aplicações em controle, monitoramento, detecção de falhas e otimização. Embora o modelo capture a dinâmica do sistema, limitações surgem devido às hipóteses feitas quanto à viscosidade da emulsão e ao acoplamento bomba-tubo. Para trabalhos futuros é sugerido aprimorar na modelagem da propagação de ondas de pressão no sistema. Além disso, a adoção de algoritmos mais robustos para PINNs, que poderia melhorar a estimativa dos parâmetros desconhecidos. Este trabalho estabelece uma base para a modelagem de sistemas ESP mais complexos, com potencial de aplicação além do setor de petróleo e gás

O desenvolvimento da produção de petróleo nos reservatórios do Pré-Sal requer suporte de modelos geológicos e petrofísicos consistentes. O principal objetivo desta pesquisa é desenvolver fluxos de trabalho de caracterização de reservatórios, combinando geologia, petrofísica e aprendizado de máquina. O intervalo estudado, pertencendo à Formação Barra Velha, apresenta uma sucessão de fácies in-situ, composta por shrubstones, mudstones laminados e spherulitestones, e fácies retrabalhadas compostas por grainstones e rudstones intraclásticos. A primeira parte do estudo integra descrição de testemunho, petrografia e perfis de imagem acústica para segmentar o intervalo em Petrofácies de Reservatório. Posteriormente avalia-se a qualidade de reservatório com perfis de ressonância magnética nuclear (RMN) e Micro-CT. A melhor qualidade de reservatório pertence a rudstones com baixa cimentação e grainstones com moderada cimentação por dolomita/quartzo, com valores de porosidade entre 15-20% e permeabilidades entre 100 e 500 mD. As melhores fácies in-situ pertencem aos shrubstones com cimentação por dolomita moderada, com porosidade entre 12-17% e permeabilidade em torno de 100 mD. O método integrado mostrou-se eficaz na transferência de informações, em escala de testemunho para perfil do poço, além de permitir ao intérprete fazer inferências fora do intervalo testemunhado, respeitando o contexto geológico. A segunda parte do estudo aborda a estimativa imprecisa da porosidade em intervalos dominados por porosidade secundária, aplicando aprendizado de máquina supervisionado. Integra-se dados de perfis convencionais, RMN e um índice de porosidade vugular extraído de perfis de imagem de acústica, e valida-se o modelo com análises petrofísica básica. Foram testados os algoritmos Random Forest, XGBoost e Support Vector Regression, com métricas de R2 de 0,835; 0,836; 0,800 e raiz do erro quadrático médio (REQM) de 1,75; 1,68; 1,82; respectivamente. Todos os três modelos superaram a estimativa original do perfil RMN de R2 de 0,64 e REQM de 2,78. Limitações metodológicas podem surgir, especialmente relacionadas a artefatos nos perfis de imagem acústicas, que precisam ser mitigados antes do treinamento do modelo. A incorporação de métodos de aprendizado de máquina à caracterização de reservatórios pode aprimorar a precisão na estimativa de parâmetros de reservatório, além do potencial para redução no tempo de análise o custo com amostragem. Em última análise, a integração destes métodos com petrofísica e geologia aprimora o fluxo de trabalho no desenvolvimento de reservatórios complexos