Arquivos: Pesquisas

O foco desta linha de pesquisa é aproveitar o conhecimento e as técnicas desenvolvidas nas outras linhas do EPIC para propor soluções integradas. Todas as atividades têm a simulação de reservatórios como a ferramenta de integração e um conjunto de dados comum para desenvolver as soluções integradas. Os objetivos finais são (1) melhorar a compreensão do comportamento dinâmico e da conectividade do reservatório e (2) desenvolver metodologias para aprimorar práticas de gerenciamento de reservatórios baseadas em modelos.

Esta linha de pesquisa é dividida em dois subprojetos de pesquisa (SP): (1) SP1 – Modelagem integrada estático-dinâmica de reservatórios do pré-sal, transferência de escala e simulação de fluxo (integração entre as linhas de pesquisa “Gerenciamento de Reservatórios” e “Caracterização de Reservatórios“); e (2) SP2 – Integração entre reservatórios e sistemas de produção (integração entre as linhas de pesquisa “Gerenciamento de Reservatórios” e “Elevação Artificial“).

Os objetivos desta linha de pesquisa são: (1) construir um benchmark que represente os desafios de campos do pré-sal; (2) desenvolver fluxos de trabalho para integrar eficientemente modelos estáticos e dinâmicos (abordagem multi-escala); (3) avaliar o impacto das incertezas modeladas na produção do reservatório; e (4) estimar o impacto de sistemas de produção no desempenho do reservatório.

Coordenador: 
Alessandra Davólio Gomes – UNICAMP/CEPETRO – davolio@unicamp.br

Responsável Técnico:
Daniel Mauricio Rojas Caro – UNICAMP/CEPETRO – dcaro@unicamp.br

Pesquisadores:
Saad Allahham (Pesquisador/Pós-Doctorado) – UNICAMP/CEPETRO – allahham@unicamp.br

Estudantes:
Felipe Mota (MSc. student) – UNICAMP/School of Mechanical Engineering – felipe.mota@aspentech.com

A caracterização geológica é uma atividade fundamental para a modelagem de reservatórios, através dela é possível determinar estatisticamente a distribuição das principais variáveis geológicas em subsuperfície e assim, determinar possíveis cenários de exploração e produção de reservas petrolíferas. Durante esse processo diversas ferramentas e metodologias são combinadas para extrair o máximo de informação a respeito dos reservatórios, dentre elas o uso de dados sísmicos, perfil geofísico de poço, o uso de amostras de rocha (testemunho ou amostra lateral) como também, a utilização de ambientes geológicos análogos para auxiliar no estudo e entendimento de como as rochas se distribuem.

No contexto dos reservatórios do pré-sal brasileiro o desafio é ainda maior, pois são depósitos de rochas carbonáticas que não apresentam um análogo definido e que além de não possuir afloramentos, se encontrarem em altas profundidades (cerca de 5km do fundo oceânico), restringindo seu estudo por meio de técnicas geofísicas combinadas com amostragem de rocha a partir de furos de sondagem. Afim de aprimorar os meios da caracterização geológica de reservatórios do pré-sal, foi desenvolvida a linha de pesquisa “Modelagem e Caracterização Geológica Integrada dos Reservatórios do Pré-sal”, cujo principal objetivo é gerar modelos geológicos que incluam as principais heterogeneidades desse sistema e como representa-los com qualidade incluindo as análises de incerteza. Desse modo, essa linha de pesquisa foi dividida em quatro subprojetos (SP):

SP1: Integração entre Geologia Conceitual e Propriedades Petrofísicas

Esse tópico de pesquisa atua na modelagem da porosidade, capturando sua heterogeneidade e incluindo as incertezas, dado crucial para a correta simulação de fluxo de reservatórios. Assim, esta SP se propõe a resolver o problema sobre a falta de correlação entre fácies deposicionais, caracterização das fases diagenéticas e distribuição das propriedades petrofísicas.

Contato: Alexandre Campane Vidal (vidal@unicamp.br), Guilherme Furlan Chinelatto (guifc@unicamp.br), Mateus Basso (mbasso@unicamp.br).

SP2: Propriedades de sísmica em geomodelos 3D

Esta SP tem o desafio de trabalhar com a estratigrafia complexa dos reservatórios do pré-sal, bem como a resolução sub-sísmica de algumas feições geológicas, como fraturas, zonas de dissolução e cavernas. Todas essas feições geológicas podem contribuir para a geração de zonas de excesso de permeabilidade, sendo importante entender seus padrões de distribuição para gerar modelos geológicos representativos.

Contato: Alexandre Campane Vidal (vidal@unicamp.br), Guilherme Furlan Chinelatto (guifc@unicamp.br), Mateus Basso (mbasso@unicamp.br), Emilson Pereira Leite (emilson@unicamp.br).

SP3: Análise Digital de Rocha

A SP3 propõe integrar fluxos de trabalho para classificação, segmentação e quantificação dos tipos de poros, em uma análise multiescalar (micro a macro), com o uso de métodos de aprendizado de máquina para melhorar a transferência de escalas em diferentes sistemas porosos.

Contato: Alexandre Campane Vidal (vidal@unicamp.br), Guilherme Furlan Chinelatto (guifc@unicamp.br), Mateus Basso (mbasso@unicamp.br), Hélio Pedrini (pedrini@unicamp.br).

SP4: Modelagem Geológica e Análise de Incertezas

A SP4 integrará modelos geológicos conceituais e modelos geológicos numéricos, combinando os resultados de todos os outros subprojetos para produzir uma distribuição mais confiável das propriedades das rochas (porosidade, permeabilidade, fraturas, sistemas complexos de poros, excesso de k, etc.), incorporando a incerteza geológica e a realização de vários cenários.

Contato: Alexandre Campane Vidal (vidal@unicamp.br), Guilherme Furlan Chinelatto (guifc@unicamp.br), Mateus Basso (mbasso@unicamp.br).

A indústria de óleo e gás enfrenta grandes desafios na produção offshore, considerando a produção em sistemas submarinos em águas profundas e ultraprofundas, por linhas longas de transporte de fluidos. Este cenário pode resultar em problemas de garantia de escoamento, como deposição de asfaltenos, formação de emulsões e outros, sendo necessário garantir a produção de petróleo do reservatório para a plataforma. Assim, é importante conhecer o comportamento do escoamento multifásico, em sistemas com várias fases (líquido-gás-sólido), dependendo de variáveis como o próprio fluido e suas propriedades, pressão, temperatura e vazões.

Além disso, a complexidade do escoamento multifásico afeta também o desempenho de sistemas de elevação artificial como as Bombas Centrífugas Submersas (BCSs). É fundamental entender como as BCSs funcionam com misturas tão complexas como as emulsões, e como modelar as propriedades termodinâmicas e termofísicas dessas misturas, considerando questões de garantia de escoamento, como alta viscosidade, formação de sólidos, e outros, aumentando assim a eficiência do sistema, e sua segurança.

Como principais resultados desta linha de pesquisa tem-se a redução de incertezas e melhoria dos modelos de predição de deposição de asfaltenos; avançar no entendimento dos efeitos das emulsões no sistema de produção, considerando BCSs; assim como melhorar a metodologia para qualificação de químicos usados como inibidores de problemas de garantia de escoamento na produção de petróleo. Para isso, esta linha de pesquisa está dividida em três subprojetos:

SP1: PVT – Propriedades termodinâmicas e estudos de garantia de escoamento

A SP1 tem como foco estudar as propriedades termodinâmicas de sistemas com óleo vivo, através de medidas como, por exemplo, ponto de bolha, razão gás-óleo (RGO), flash diferencial, liberação de flash, entre outros, e modelagem do comportamento de fluidos em PVT usando Equações de Estado (EoS). Adicionalmente, será realizado estudo do envelope de precipitação de asfaltenos, caracterização e comparação de asfaltenos extraídos por diferentes métodos e efeito de inibidores. A caracterização dos asfaltenos é de extrema importância para entender os mecanismos de agregação, permitindo a proposição de estratégias para mitigar problemas de deposição de asfaltenos na produção de petróleo.

Contato: Paulo de Tarso Vieira e Rosa (prosaiqm@unicamp.br)

SP2: Estudo de sistemas com óleos vivos e químicos de produção.

Na SP2 serão estudadas emulsões água-óleo, com e sem aditivos químicos de produção, em condições de pressão e temperatura representativas de campo (reservatório/sistema de produção). Os aditivos químicos estudados serão: desemulsificantes, inibidores de asfaltenos e ácidos, para estimulação ácida de reservatórios. O objetivo é melhorar a compreensão sobre o processo de formação e separação de emulsões com fluidos vivos, e desenvolver metodologias com as melhores práticas para a escolha de produtos químicos bem como concentrações ótimas para problemas de garantia de escoamento.

Contato: Carlos Eduardo Perles (cperles@unicamp.br)

SP3: Otimização da operação de BCS.

O objetivo da SP3 é otimizar a operação de BCSs e verificar seu impacto em sistemas de produção de petróleo. A SP está dividida em dois módulos. No primeiro módulo (M1) serão feitos estudos experimentais em um circuito de testes com diferentes tipos de emulsões. O desempenho da bomba, em função das propriedades do sistema, será analisado para melhorar a compreensão e os modelos relacionados ao escoamento de emulsões em sistemas de produção. Adicionalmente, será realizado um estudo experimental da degradação de polímeros, usados para EOR/IOR (métodos de recuperação secundária/terciária), dentro da BCS. No segundo módulo (M2) será realizada a análise de um extenso banco de dados do funcionamento de bombas em campo, visando entender as causas de falhas em bombas e desenvolver uma correlação entre os dados e a falha.

Contato (M1): William Monte Verde (wmv@unicamp.br)
Contato (M2): Alberto Luiz Serpa (alserpa@unicamp.br)

O gerenciamento de campos de óleo e gás é uma atividade complexa e com muitos desafios, envolvendo decisões a serem tomadas em cenários incertos e um elevado número de variáveis ​​de decisão a serem consideradas. Assim, é importante ter técnicas e ferramentas para auxiliar tais processos, envolvendo análises detalhadas e completas para evitar a tomada de decisões subótimas e, consequentemente, melhorar a produção e a economia dos campos petrolíferos. Neste contexto, modelos de simulação são frequentemente utilizados para a tomada de decisões de longo prazo.

No entanto, devido à complexidade dos campos de petróleo tratados neste projeto (sejam do pré ou do pós-sal), as simulações numéricas podem tornar-se muito demoradas, o que é um desafio para os procedimentos de análise de decisão. Assim, desenvolver e melhorar técnicas para diminuir o esforço computacional sem perder precisão nos resultados, e também agilizar decisões, é um dos principais objetivos desta linha de pesquisa. Além disso, nesta fase do projeto pretendemos dar soluções para aumentar a produção e recuperação com um perfil de baixa emissão de carbono e considerando eficiência energética das plataformas.

Portanto, o foco principal desta linha é dar suporte e melhorar o gerenciamento e os processos de tomada de decisão em campos de petróleo. Para isso, esta linha está dividida em cinco subprojetos:

SP1: Modelagem, assimilação de dados e otimização baseados em conjuntos

O foco da SP1 está na tomada de decisões, assimilação de dados e processos de otimização para apoiar e melhorar o desenvolvimento e gerenciamento de campos petrolíferos. O objetivo principal é gerar metodologias e ferramentas para serem aplicadas no controle e gestão de campos complexos.

Contato: Vinicius Eduardo Botechia (botechia@unicamp.br)

SP2: Digitalização e técnicas de visualização

Há uma tendência de algumas tarefas relativas à gestão de reservatórios seguirem para um ponto de vista de digitalização. Assim, os principais objetivos da SP2 são: (1) melhorias na visualização para abordagens baseadas em conjuntos na assimilação de dados e suporte à tomada de decisão, (2) melhorias e desenvolvimento de ferramenta para seleção de modelos representativos e (3) previsão de reservatórios baseada em modelos combinado com abordagens baseadas em dados/aprendizado de máquina.

Contato: Vinicius Eduardo Botechia (botechia@unicamp.br)

SP3: Modelagem numérica de fluxo multifásico em meio poroso

Este subprojeto visa melhorar a modelagem numérica de características estáticas e dinâmicas complexas de campos carbonáticos do pré-sal e avançar na computação de alto desempenho para OPM-Flow (um simulador de reservatório de código aberto).

Contato: Vinicius Eduardo Botechia (botechia@unicamp.br)

SP4: Eficiência energética e IOR

Este subprojeto visa resolver a seguinte questão: como podemos melhorar a recuperação de petróleo e gás nos ativos das empresas petrolíferas e ser eficientes energeticamente? Neste contexto, o principal objetivo é aproveitar ao máximo a flexibilidade trazida pelos sistemas de produção e técnicas de EOR (poços inteligentes, ICV, AICD, WAG, injeção de polímeros, WAG ou outros) para aumentar a produção e recuperação com baixa produção de carbono e considerando as demandas de energia.

Contato: Davi Éber Sanches de Menezes (menezes@unicamp.br)

SP5: Time de desenvolvimento – fluxos de trabalho, ferramentas, guias e suporte de TI

O principal objetivo é apoiar todos as outros SPs com as ferramentas necessárias para o desenvolvimento da pesquisa, com um acompanhamento próximo para também identificar, implementar e manter fluxos de trabalho e soluções maduras para facilitar a transferência de conhecimento e tecnologia.

Contato: Antônio Alberto de Souza dos Santos (aalberto@unicamp.br)