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Nas últimas décadas, foram produzidos diversos estudos sobre a geologia das Bacias de Campos e Santos, com foco no entendimento das características dos reservatórios carbonáticos do pré-sal. A motivação para esses estudos está relacionada ao grande potencial econômico desses reservatórios.

De acordo com a Agência Nacional do Petróleo (ANP), em janeiro de 2020, por exemplo, a produção do pré-sal bateu recorde no Brasil e representou 66.37% da produção brasileira. Para a produção e exploração do pré-sal, é necessária a compreensão das heterogeneidades dos depósitos carbonáticos e como é a variabilidade destas rochas nos reservatórios de petróleo.

A linha de pesquisa 3 (RL3), intitulada “Caracterização e modelagem geológica de reservatório carbonático do pré-sal brasileiro”, tem como objetivo o estudo dos processos geológicos relacionados ao desenvolvimento dos reservatórios carbonáticos do pré-sal brasileiro.

Os reservatórios do pré-sal são encontrados abaixo de uma extensa camada de sal que pode atingir até 3 km de espessura. Essas rochas carbonáticas se formaram a milhares de anos, durante o período em que os continentes da América do Sul e África estavam se separando. Durante esse período geológico, o petróleo se acumulou nessas rochas carbonáticas e a camada de sal serviu como uma rocha selante, mantendo o petróleo aprisionado até os tempos atuais.

Nesse contexto, a RL3 trabalha na geração de modelos geológicos, com a representação das principais heterogeneidades do reservatório, e tem as seguintes atividades de pesquisa:

1. Interpretação sísmica aplicada à análise estratigráfica;
2. Análise petrofísica e faciológica do reservatório;
3. Interpretação de falhas/fraturas e a representação no modelo geológico;
4. Caracterização de feições cársticas do reservatório;
5. Geração dos modelos geológicos do reservatório e análise de incerteza.

 

Por que fazemos isso?

Os reservatórios do pré-sal são muito complexos, representados pelas rochas carbonáticas heterogêneas com características geológicas distintas. É essencial saber como estas rochas estão distribuídas e os fatores que controlam a qualidade do reservatório.

Como fazemos isso?

Através da análise geológica multiescala (sísmica, registro de poço, amostra de testemunho) e integração através de estudos multidisciplinares. 

O que fazemos?

Nós processamos e interpretamos dados sísmicos (horizontes e fraturas) e correlacionamos com registros de poços e dados de testemunho para gerar um modelo 3D do reservatório.

O processo de produção de petróleo que consiste na ascensão dos fluidos do poço até a plataforma é chamado de elevação. A elevação pode ser natural ou artificial. Elevação natural consiste no processo que utiliza a energia do reservatório para o escoamento dos fluidos até a plataforma. Já a elevação artificial consiste no processo que utiliza uma fonte de energia externa, adicional à energia do reservatório. O Bombeio Centrífugo Submerso (BCS) é um dos principais métodos de elevação artificial utilizados na produção de petróleo. Esse método é caracterizado pelas elevadas vazões de produção, flexibilidade na instalação e consiste, basicamente, na utilização de uma bomba centrífuga de múltiplos estágios para fornecer energia ao petróleo e elevá-lo até as facilidades de produção. Entretanto, algumas condições operacionais são adversas à aplicação de BCSs, como por exemplo a viscosidade do fluido. Sua aplicação em campos de petróleo pesado ou com elevadas frações de água, em que podem ocorrer a formação de emulsões, são exemplos da operação com fluidos de elevada viscosidade.

A emulsão é caracterizada pela presença de um fluido disperso (fase dispersa) em outro (fase contínua). O alto cisalhamento e a turbulência gerados pela bomba podem promover a mistura das fases em pequenas gotas, produzindo emulsões, que podem ser do tipo óleo em água (O / A) ou água em óleo (A / O). Dependendo da fração de fase dispersa e das características físicas e químicas dos fluídos, há a ocorrência de um fenômeno denominado inversão de fase contínua. Esse fenômeno promove instabilidades operacionais na produção de campos produtores de petróleo.

Apesar da presença de água ser uma constante na produção de petróleo, apenas recentemente observa-se um esforço maior da comunidade científica em estudos da influência da presença de água nos fenômenos relacionados à produção de petróleo. Melhorar o entendimento, do ponto de vista físico, dos escoamentos multifásicos em bombas centrífugas é fundamental para o avanço de tecnologias que podem levar a projetos de sistemas BCS mais eficientes, visando a redução de custos operacionais e emissão de CO² por barril produzido.

A área de conhecimento dedicada a garantir que o processo de produção de petróleo ocorra de forma segura e otimizada é conhecida como Garantia de Escoamento. Com foco em análise dos fluidos relacionada as ameaças térmicas, hidráulicas e sua mitigação utilizando equipamentos, produtos químicos e procedimento, a Garantia de Escoamento é uma das áreas técnicas mais importante para produção marítima de petróleo.

A injeção de químicos, como desemulsificantes, inibidores de parafina, de hidratos e de precipitados inorgânicos, no sistema de produção pode prevenir ou remediar problemas da garantia de escoamento. Esses químicos muitas vezes em contato com outros fluidos da produção podem se tornar instáveis e precipitar, causando o entupimento de válvulas das linhas de injeção, afetando a produção de óleo.

Outro ponto importante na área de garantia de escoamento é a deposição de parafinas em dutos. Os óleos do pré-sal contêm quantidades significativas de hidrocarbonetos saturados, que se depositam nas paredes da tubulação, quando ocorre troca térmica, e a temperatura de aparecimento de cristais (TIAC) é atingida. Na literatura diversos mecanismos são propostos para estudar e entender o fenômeno, mas algumas questões permanecem em aberto. O problema da deposição de parafinas causa grandes prejuízos na produção de petróleo, podendo resultar na diminuição da produção até a parada total.

A proposta da Linha de Pesquisa 2 é dividida em seis subprojetos de pesquisa (SP), cada um com sua equipe correspondente (docentes, pesquisadores, estudantes, técnicos e outros). São:

1. RL2 – SP1: Caracterização do escoamento monofásico e multifásico no interior da BCS;
2. RL2 – SP2: Estudo de emulsões;
3. RL2 – SP3: modelagem 1-D das curvas características das BCSs;
4. RL2 – SP4: Desenvolvimento de técnicas de automação e controle para BCSs;
5. RL2 – SP5: Entupimento de linhas de injeção de químicos;
6. RL2 – SP6: Garantia de escoamento em linhas submarinas;

Por que fazemos isso?

Nós acreditamos que pensar de maneira diferente, podemos melhorar a compreensão física dos fluxos multifásicos e avançar nas tecnologias nas áreas de Elevação Artificial e Garantia de escoamento.

Como fazemos isso?

Identificamos as principais hipóteses que descrevem os fenômenos e projetamos experimentos controlados a fim de desenvolver modelos fenomenológicos e numéricos que representem o comportamento da produção real de petróleo.

O que nós fazemos?

Nós derivamos análises e compreensões baseados em experimentos sobre Elevação Artificial e garantia de Escoamento e propomos recomendações práticas apoiadas por indicadores-chave de desempenho.

Desenvolver e gerenciar as reservas de petróleo do pré-sal brasileiro são processos complexos. Existem muitos desafios tecnológicos relacionados à lâmina d’água, à pressão litostática e à espessa camada de sal. Desafios adicionais advêm das diferentes heterogeneidades do reservatório em várias escalas, que governam o escoamento de fluido no reservatório.

Além disso, uma limitação importante à produção de óleo nesses reservatórios está frequentemente relacionada à alta produção de gás associado rico em CO2. Nesse contexto, o uso de métodos de recuperação avançada de petróleo (IOR), como injeção alternada de gás e água (WAG-CO2), é uma solução atraente, tanto a nível do reservatório quanto de logística, devido ao seu potencial de aumentar a recuperação de óleo e descartar com segurança o CO2. No entanto, a caracterização de reservatórios nesses contextos é um processo difícil, dominado por um alto grau de incerteza e caracterizado por modelos complexos com tempos de simulação muito altos.

Por isso, o uso de novas tecnologias de campos digitais aparece como uma solução promissora e de ponta para otimização da produção. Exemplos de iniciativas digitais incluem poços inteligentes, controle inteligente de campos de petróleo, análise e processamento de dados em tempo real usando métodos de aprendizagem de máquina, aceleração de hardware e técnicas de visualização de informação. Essa tecnologia pode incorrer em investimentos adicionais, mas acrescenta importante flexibilidade operacional ao gerenciamento de reservatórios. No entanto, o uso dessa tecnologia ainda está emergindo na indústria do petróleo, o que significa que são necessárias novas pesquisas para otimizar o seu uso e maximizar o valor de tal investimento.

Frente a esses desafios, a RL1 foi proposta com o objetivo de desenvolver metodologias para melhorar os processos de tomada de decisão e otimização relacionados ao desenvolvimento e gerenciamento das reservas de petróleo do pré-sal brasileiro. A pesquisa desenvolvida pela RL1 segue o conceito de desenvolvimento e gerenciamento dos campos de petróleo em malha fechada (CLFDM), conforme ilustrado na imagem abaixo.

 

Desenvolvimento e gerenciamento dos campos de petróleo em malha fechada (Schiozer et al., 2019).

Por que fazemos isso?

O desenvolvimento e a gestão de reservas de petróleo dos reservatórios brasileiros do pré-sal são processos complexos. A predição dos fluxos dos fluidos no reservatório é extremamente desafiadora devido às diferentes heterogeneidades  nas diversas escalas e fluidos de composição complexas. Incertezas estão sempre presentes durante os processos de decisão de alto investimento. 

Como fazemos isso?

Usando simulações numéricas de reservatório, métodos baseados em dados, aprendizagem de máquina, técnicas avançadas de otimização, visualização da informação e aceleração via hardware.

O que fazemos?

Nós desenvolvemos metodologias para melhorar os processos de tomada de decisão e de otimização relacionados ao desenvolvimento e à gestão de reservatórios de petróleo no pré-sal brasileiro.

Atualmente, a RL1 realiza pesquisas em cinco áreas principais, denominadas Atividades (AT):

1. AT1: Caracterização de reservatórios e representação em modelos de simulação;
2. AT2: Otimização da Produção e Tomada de Decisão sob Incertezas;
3. AT3: Simulação de métodos de recuperação de petróleo;
4. AT4: Simulação e visualização de modelos;
5. AT5: Integração de reservatórios com sistemas de produção;