Graduação: Mestrado

Durante a produção de campos offshore podem ocorrer diversos problemas relacionados ao escoamento do petróleo até a superfície, como formação de emulsões e deposição de parafinas. Uma das estratégias para contornar estes problemas de garantia de escoamento é a injeção de produtos químicos formulados para mitigar ou mesmo evitar que ocorram. A injeção destes produtos nas linhas de produção é controlada por válvulas de injeção química (CIV), que são instaladas para permitir o acesso do produto na linha de produção e realizar o controle do volume injetado no poço. Ao longo das linhas de injeção, os aditivos químicos estão sujeitos a variações de pressão e temperatura, efeitos de envelhecimento e contaminação, podendo provocar alterações nas características dos fluidos, e o risco de bloqueio destas linhas. O objetivo deste trabalho é investigar as possíveis causas do entupimento de quatro CIVs comerciais que apresentaram falhas de operação em campo e foram substituídas. Para isto, as válvulas foram testadas em alta pressão, desmontadas e, em seguida, remontadas para verificar o seu funcionamento após limpeza interna. Durante o desmembramento, foram coletados materiais sólidos e realizados testes de solubilidade para identificar a natureza química do material coletado. Os resultados indicaram a possibilidade de os materiais sólidos serem a causa das falhas, pois podem obstruir a passagem de fluido, comprometendo a funcionalidade delas. Todavia, os testes indicaram que as válvulas voltaram a operar após o procedimento detalhado de limpeza interna, sugerindo que a recuperação destes dispositivos é possível, tendo impacto na redução de custos operacionais para as empresas que utilizam os mecanismos de injeção

Estimação de erro a posteriori para o método dos elementos finitos misto-híbrido multiescala para problemas de Darcy, MHM-H(div)-E’gama’ , é apresentada. O método MHM-H(div)-E’gama’ adota espaços de elementos finitos de duas escalas: discretizações refinadas são adotadas no interior de subregiões poligonais, mas aproximações do fluxo são restritas sobre as interfaces da malha por um espaço de traços normais coarse. Para estabilidade, aproximações da pressão e do fluxo são compatíveis em termos do divergente, satisfazendo o diagrama de De Rham. A estimação de erro se baseia na reconstrução do potencial, método popular neste tipo de análise no contexto de métodos mistos. Experimentos numéricos são apresentados para ilustrar a eficiência da metodologia proposta

A sequência carbonática do pré-sal é composta por fácies de camadas finas com heterogeneidades verticais e laterais, principalmente devido à grande variedade de alterações pós-deposicionais que resultam em comportamentos petrofísicos secundários na formação. À medida que a indústria continua a explorar essas jogadas complicadas, é necessário um melhor entendimento da distribuição de características cársticas, incluindo fraturas e como elas afetam a distribuição de propriedades petrofísicas que afetam o desenvolvimento de ativos petrolíferos e projetos de sequestro de carbono. Dados sísmicos, perfis de imagens de poços e perfis de poços convencionais foram usados para investigar a distribuição e características de feições paleocarsticas nos carbonatos aptianos da Formação Barra Velha em uma área piloto da Bacia de Santos, Brasil. Vários atributos sísmicos foram usados para melhorar os detalhes dos dados sísmicos e destacar os principais parâmetros sísmicos, incluindo pontos brilhantes, deformação e geometria de estratos, continuidade de eventos sísmicos e padrões de falha. Também discutimos a ocorrência de permeabilidades secundárias de carstificação e mostramos como elas afetam as propriedades petrofísicas da Formação Barra Velha usando interpretação sísmica integrada, avaliação de formação de wireline e análise de imagem de poço a partir do qual redes de fraturas discretas foram desenvolvidas para explicar o efeito da fraturas e carstes no modelo geológico. Este trabalho fornece novas informações sobre a relação entre as zonas carstificadas e os domínios estruturalmente danificados na sucessão do pré-sal da Bacia de Santos, Brasil. Micro e Mega vugs ocorrem amplamente nos carbonatos da Formação Barra Velha, e as estruturas cársticas parecem ser controladas por fraturas e falhas. As feições cársticas da Formação Barra Velha consistem em vugs que variam de cerca de 3mm a 3cm, fraturas com inclinação, orientação e abertura variáveis, e cavernas/sumidouros alargados preenchidos com materiais brechados em alguns casos. As curvas de proporção vertical 1D foram adotadas como um melhor método para capturar as fácies heterogêneas em grande escala, fornecendo restrições para o modelo de fácies verticalmente com controle limitado na distribuição lateral, porém o número e a distribuição dos poços podem reduzir positivamente as áreas de incertezas na área de estudo . O modelo petrofísico foi gerado usando variogramas avançados com viés de tendência de fácies, enquanto a análise de dados geoestatísticos ajudou a garantir a consistência do modelo com os dados disponíveis. Fraturas e falhas controlam significativamente a distribuição do excesso de porosidades e permeabilidades como resultado da carstificação ao longo desses condutos. A rede de fraturas discretas consistindo predominantemente de fraturas NE-SW e NW-SE ajudou no desenvolvimento do modelo de porosidade-permeabilidade dupla que captura as anisotropias de fluxo matricial e não matricial. Este trabalho apresenta a influência de carstificações e fraturas nas propriedades petrofísicas dos montículos carbonáticos lacustres da Formação Barra Velha e também contribui para o entendimento da distribuição dessas carstificações nessas unidades, úteis em futuras utilidades subsuperficiais e podem influenciar na tomada de decisões quanto aos futuros projetos de exploração/desenvolvimento de hidrocarbonetos e sequestro de carbono na margem continental SE brasileira. As limitações deste estudo estão relacionadas com as dificuldades associadas à integração de múltiplos conjuntos de dados geológicos e geofísicos com várias escalas, no entanto, as imagens de poços que estão em escala sub-sísmica apresentam com maior confiança a ocorrência das feições cársticas

A Bacia offshore de Santos é uma bacia prolífica com grande potencial para exploração de hidrocarbonetos, em parte devido à sua evolução tectônica e estratigrafia associada a carbonatos lacustres descobertos nas águas profundas brasileiras embaixo do sal. A alta permeabilidade nesta bacia é provavelmente controlada por altas intensidades de fratura e dissolução de carbonato, portanto, prever o comportamento de fraturas naturais nesses depósitos ajudará a entender seus efeitos no fluxo de fluido e na produtividade do reservatório. Este estudo se concentra na construção de um modelo de rede de fratura discreta com base na compreensão da intensidade, orientação e distribuição espacial das fraturas, isso foi realizado por meio do uso de ferramentas como registros de imagem de poço de 4 poços e sísmica 3-D. A partir dessas ferramentas foi possível identificar os principais horizontes (topo e base do play do pré-sal), falhas regionais, interpretação das fraturas e do estado de tensão in situ no play do pré-sal da Bacia de Santos. Neste trabalho, descobrimos que, de acordo com os breakouts e as fraturas induzidas por perfuração, a tensão horizontal máxima (SHmax) tem um azimute NE-SW, que comparado com a orientação e regime de estruturas de grande escala sísmica no reservatório, é possível destacar que a área de estudo é influenciada por um padrão normal de falha e configuração de tensão extensional. Além disso, de acordo com as fraturas naturais, identificamos quatro sets, os sets 1 e 2 seguem uma direção paralela a SHmax NE-SW e os sets 3 e 4 seguem uma direção paralela a Shmin. Em relação à caracterização das redes de fraturas, distribuímos os atributos de fratura no grid geológica de acordo com parâmetros como densidade de fraturas, abertura de fratura, comprimento de fratura e orientação de fratura, esses parâmetros permitiram quantificar a porosidade e permeabilidade da fratura, destacando assim regiões com as melhores respostas de permeabilidade de fratura