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;