Navegando por Autor "Galvão, Edney Rafael Viana Pinheiro"

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Ajuste automático de semivariograma no GeoLeap com modelos: esférico, exponencial e gaussiano
(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2018-11-30) Carneiro, Matheus de Farias; Rodrigues, Marcos Allyson Felipe; Galvão, Edney Rafael Viana Pinheiro; Tavares, Rodrigo Silva
Muitas vezes são necessárias informações geológicas e/ou petrofísica de uma zona em estudo na qual se possui poucos dados, ou apenas, dados localizados que representam uma região muito pequena se comparada a toda a zona sobre a qual se deseja a informação. A geoestatística utiliza artifícios para estimar e simular os dados gerais com base nessas poucas informações. Alguns programas já foram criadas para fornecer essas informações, um deles é o GeoLeap. No programa, é possível fazer modelagens, análises variográficas, além de outras ferramentas, incluindo a apresentação de gráficos de semivariograma experimentais. O objetivo principal deste trabalho é oferecer um incremento de extrema importância às análises feitas pelo programa. Com auxílio de métodos matemáticos como o MMQ (método dos mínimos quadrados) e o Método de Newton para sistemas não lineares, o programa poderá calcular ajustes automaticamente para os três modelos variográficos (esférico, exponencial e gaussiano) e apresentar ao usuário em comparação aos dados experimentais. Com isso, será possível diminuir os erros entre os dados experimentais e os ajustes teóricos, facilitando e fornecendo resultados mais precisos para os geólogos e engenheiros que utilizarem o programa.
Ajuste de curvas do semivariograma pelo método dos mínimos quadrados e inserção computacional no GeoLEAP
(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2018-11-30) Morais Filho, Silvestre Luiz Castro de; Galvão, Edney Rafael Viana Pinheiro; Rodrigues, Marcos Allyson Felipe; Tavares, Rodrigo Silva
A geoestatística tem como objetivo a caracterização espacial de uma variável de interesse por meio dos estudos da sua distribuição e variabilidade espacial, caracterizando-se como uma importante ferramenta de modelagem de reservatório. Ela incentiva a interdisciplinariedade, promovendo um melhor diálogo entre engenheiros de petróleo, geólogos e matemáticos, sendo seus dois principais componentes a estimativa e a simulação. Os softwares de geoestátistica englobam uma grande variedade de produtos em termos de preço, interface amigável, sistema operacional, funcionalidades e capacidades gráficas. No presente trabalho, foi aprimorado o software da Universidade Federal do Rio Grande do Norte, chamado GeoLEAP, voltado para a geoestátistica, com finalidade acadêmica e científica. Foi implementado o ajuste automático de curvas de semivariogramas experimentais por meios de quatro modelos paramétricos: Cúbico, efeito de furo, pentaesférico e de potência. Os resultados mostram que os modelos paramétricos deste trabalho, mesmo com suas particularidades, tem bons ajustes para os semivariogramas trabalhados.
Análise da coinjeção cíclica de vapor e solvente em reservatório do nordeste brasileiro
(2019-10-02) Andrade, Everton de Lima de; Dutra Júnior, Tarcilio Viana; Barillas, Jennys Lourdes Meneses; ; ; ; Galvão, Edney Rafael Viana Pinheiro; ; Araújo, Edson de Andrade;
Um dos principais desafios da indústria petrolífera atualmente é melhorar a recuperação em campos terrestres. Das reservas em terra de hidrocarbonetos, uma porção significativa é composta por óleos pesados e extrapesados. Os métodos térmicos e os miscíveis auxiliam no aumento de produção de hidrocarbonetos pela redução da viscosidade, das forças capilares e da tensão interfacial. Eles podem ser combinados por meio da coinjeção de vapor e solvente. Uma das soluções mais versáteis para a recuperação de óleo pesado é a coinjeção cíclica de vapor e solvente, pois proporciona produção de volumes consideráveis e retorno do valor investido em um curto intervalo de tempo. O potencial de aumento no fator de recuperação pode ser maior que 5% e a redução de gases do efeito estufa de aproximadamente 25%. Por isto, este trabalho tem como objetivo avaliar tecnicamente e economicamente o processo de injeção cíclica de vapor e solvente em um reservatório de óleo pesado com características do nordeste brasileiro. As simulações foram realizadas em um programa comercial de modelagem de reservatórios de petróleo. Para esta análise, foram realizados um planejamento experimental completo 2x34 e outro planejamento 35 , variando fatores tais como: tipo de solvente, porcentagem molar do solvente, temperatura de injeção, vazão de injeção de fluidos (vapor e solvente), compressibilidade da rocha, tempo de injeção, tempo de soaking e duração dos ciclos. Foi realizado um estudo do comportamento da temperatura ao longo do poço (nos blocos) e das perdas de energia. Foi analisado o volume acumulado de óleo produzido. Os resultados obtidos mostraram que as variáveis analisadas que tiveram maior influência na produção acumulada de óleo foram a compressibilidade da formação, vazão de injeção, porcentagem de solvente, intervalo dos ciclos e duração da fase de injeção, sendo a compressibilidade a variável que mais influenciou. E dentre os três solventes utilizados (pentano, heptano e diesel), o heptano apresentou desempenho superior e os outros dois apresentaram desempenhos semelhantes. A temperatura ao longo do poço sofreu mais influência da vazão de injeção e maiores vazões proporcionaram maiores perdas de calor. A temperatura ao longo do poço foi diferente, sendo a parte superior mais aquecida, e ocorreram mudanças quando analisados períodos equivalentes de ciclos diferentes. A análise econômica mostrou que maiores quantidades de vapor e solvente tornam o projeto inviável economicamente.
Análise da histerese de permeabilidade relativa em reservatório com características do pré-sal brasileiro
(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2023-03-24) Silva, Danielle Alves Ribeiro da; Barillas, Jennys Lourdes Meneses; http://lattes.cnpq.br/4637897380055777; http://lattes.cnpq.br/0998250162190927; Medeiros, Ana Catarina da Rocha; Galvão, Edney Rafael Viana Pinheiro; http://lattes.cnpq.br/3142315953748654; Araújo, Edson de Andrade; Dutra Júnior, Tarcilio Viana
A histerese da permeabilidade relativa e da pressão capilar precisam ser mais difundidas nos estudos acadêmicos, de modo a compreender como podem influenciar os reservatórios com óleo leve e alta pressão. Estes fenômenos tornam-se extremamente importantes para se ter uma previsão da produção de óleo, considerando que, em muitos casos, a utilização da histerese nos cálculos pode levar a uma melhor previsão da recuperação do petróleo. Assim, este estudo teve como principal objetivo a análise de dois modelos de histerese (Killough e Larsen e Skauge) amplamente utilizados em software comercial, a fim de investigar o comportamento de um reservatório de petróleo leve utilizando um processo WAG-CO2 miscível. Assim, para atingir este objetivo, foi considerado um reservatório semi-sintético, com características semelhantes às encontradas no pré-sal brasileiro, e foi modelado utilizando um software comercial da Computer Modelling Group (CMG). A histerese é capaz de reduzir a permeabilidade dos fluidos, o que pode gerar dois efeitos: aumento da eficiência de varrido do petróleo e perda de injetividade. O primeiro efeito contribui para o aumento da recuperação de óleo, enquanto que a perda de injetividade pode diminuir a varredura de óleo, assim reduzindo a recuperação de óleo. Além disso, este trabalho encontrou que a histerese pode causar perda de injetividade do gás e da água, no entanto isso não impediu de a histerese aumentar a recuperação de petróleo se comparado ao caso sem histerese.
Análise da injeção alternada de água e gás (WAG) com escalonamento das vazões
(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2017-06-14) Ferreira, Francisco Thoiamy Cavalcante; Galvão, Edney Rafael Viana Pinheiro
A busca por alternativas eficientes e econômicas sempre será a maior linha de pesquisa da engenharia de petróleo. Com esse propósito, o presente trabalho analisou o método de recuperação avançada com injeção alternada de água e gás WAG para um reservatório com características parecidas com o pré-sal, no âmbito de potencializar as taxas de recuperações e assim melhorar o rendimento da reserva. Levando em conta os grandes obstáculos na produção desse campo, como localização e produção indesejada de CO2 junto com o óleo, SILVEIRA (2016) fez uma análise em busca das melhores formas de injeção alternada de água e gás(CO2) WAG fazendo mudanças nos ciclos de injeções e vazões, mantendo sempre seus valores constantes do início ao fim da produção. A partir dos resultados encontrados nas suas análises, o presente trabalho buscou, através de um estudo numérico, outras possibilidades de se injetar WAG, tentando manter ou aumentar as taxas de recuperação. No entanto fazendo um escalonamento das vazões tanto de água como de gás para ciclos de um, dois, quatro, cinco e dez anos reduzindo os volumes injetados nas taxas de cinco e dez por cento. Foram utilizados os softwares GEM da CMG (Computer modelling group LTD) para as simulações. Como resultado, observou-se que alguns casos, mesmo com redução das injeções de fluido, conseguem manter um bom fator de recuperação, minimizando os problemas causados pela água produzida.
Análise da recuperação em reservatório de gás com baixa permeabilidade (TIGHT GAS) através do fraturamento hidráulico
(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2014-02-28) Bessa Junior, Francisco de Paiva; Mata, Wilson da; ; http://buscatextual.cnpq.br/buscatextual/visualizacv.do?id=K4781404Z6; ; http://lattes.cnpq.br/9612655460604040; Rodrigues, Marcos Allyson Felipe; ; http://lattes.cnpq.br/5453593230706116; Galvão, Edney Rafael Viana Pinheiro; ; http://lattes.cnpq.br/3142315953748654; Souza Júnior, José Cleodon de;
Com o crescimento do consumo energético em todo o mundo, os reservatórios convencionais, chamados de reservatórios de fácil exploração e produção não estão atendendo à demanda energética mundial, fazendo-se necessário a exploração de reservas não convencionais. Esse tipo de exploração exige o desenvolvimento de tecnologias mais avançadas para a sua explotação. Como exemplo dessas reservas, temos os reservatórios do tipo Tight Gas, onde referem-se aos campos de arenito com baixa porosidade, na faixa de 8%, e permeabilidade na faixa entre 0,1 mD e 0,0001 mD, que acumulam consideráveis reservas de gás natural, podendo apresentar viabilidade econômica para explotação. O gás natural nesse tipo de reservatório só pode ser extraído a partir da aplicação da técnica de faturamento hidráulico, que tem por finalidade estimular o poço, criando um canal de alta condutividade entre o poço e o reservatório alterando e facilitando o fluxo de fluidos, aumentando assim a produtividade do reservatório. Assim, o objetivo desse trabalho é analisar o fator de recuperação do reservatório com a aplicação do fraturamento hidráulico. Os estudos foram realizados através de simulações concretizadas no módulo IMEX do programa da CMG (Computer Modelling Group), versão 2012.10
Análise de viabilidade técnica e econômica da geração de vapor utilizando energia solar para injeção em poços petrolíferos
(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2018-11) Silva, Anderson Ferreira da; Rodrigues, Marcos Allyson Felipe; Galvão, Edney Rafael Viana Pinheiro; Maitelli, Carla Wilza Souza de Paula
A maior parcela da produção de petróleo on-shore brasileira, é realizada em campos maduros. Para essa produção acontecer, é necessária a aplicação de métodos térmicos de recuperação que promovem a redução da viscosidade do óleo. A injeção de vapor é um dos métodos térmicos mais utilizados e, por isso, faz-se necessário o estudo do processo de geração de vapor. Foram estudadas situações em que se aplica a energia heliotérmica, empregando coletores lineares do tipo Fresnel com diferentes configurações, buscando uma economia quantitativa e consequentemente financeira do combustível consumido pela caldeira de modelo aquatubular. Foram realizadas análises em seis sistemas diferentes, cada sistema apresentando um gradiente de temperatura distinto. A temperatura de entrada na caldeira variou de 40 °C a 90 °C, enquanto que a temperatura de saída foi mantida em 288 °C. Os estudos financeiros foram baseados nos dados de consumo de combustível da caldeira de cada uma das situações, nos custos relacionados à aquisição da planta solar, assim como, nos custos da sua manutenção. Ao analisar os resultados de cada caso, foi possível perceber que, independentemente do dimensionamento da planta solar e dos custos que ela gera, os resultados econômicos mostraram uma excelente rentabilidade para esse projeto.
Análise dos métodos de recuperação utilizados nos campos do pré-sal
(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2024-11-08) Carmo Filho, Eudes Medeiros do; Barillas, Jennys Lourdes Meneses; https://orcid.org/0000-0002-8307-7462; http://lattes.cnpq.br/4637897380055777; https://orcid.org/0009-0007-9768-1867; http://lattes.cnpq.br/4959823898161708; Dutra Junior, Tarcilio Viana; https://orcid.org/0000-0002-0310-293X; http://lattes.cnpq.br/8753782475740001; Galvão, Edney Rafael Viana Pinheiro; http://lattes.cnpq.br/3142315953748654
Com camadas que variam entre um mil e dois mil metros de profundidade, o pré-sal brasileiro está entre as grandes descobertas do século XXI, pela Petrobras. Possuindo uma área aproximada de 150 mil quilômetros quadrados, dos quais vinte e quatro mil possuem direito à exploração, os reservatórios presentes se destacam por possuírem um petróleo de grau API médio e alta qualidade. Dentre os investimentos dedicados ao longo dos anos para os estudos dos cenários desses campos, uma das técnicas desenvolvidas foi a modelagem de reservatórios. O presente trabalho teve como objetivo analisar o comportamento de um reservatório submetido à injeção de água e à injeção de gás com as características do pré-sal brasileiro. Para isso, foi extraído um submodelo do reservatório semissintético UNISIM, e foram variados alguns parâmetros operacionais, como tipo de malha e diferentes vazões de injeção. Os resultados encontrados mostraram que o modelo utilizando a injeção de gás apresentou melhor recuperação do óleo quando comparado à injeção de água. Para complementar os resultados, foi realizada uma análise econômica dos modelos com maior Fator de Recuperação (FR) utilizando o Valor Presente Líquido (VPL). Constatou-se que os modelos analisados apresentaram um VPL final positivo, sendo o modelo na malha 5-spot-invertida com injeção de gás o que apresentou um maior retorno em menos tempo comparado ao modelo utilizando a injeção de água
Análise econômica da injeção de CO2 em reservatórios com características do Pré-sal brasileiro
(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2016-04-19) Oliveira, Antônio Italo Alves de; Barillas, Jennys Lourdes Meneses; ; http://lattes.cnpq.br/4637897380055777; ; http://lattes.cnpq.br/5369416819859138; Diniz, Anthony Andrey Ramalho; ; http://lattes.cnpq.br/1045979459961821; Galvão, Edney Rafael Viana Pinheiro; ; http://lattes.cnpq.br/3142315953748654
A descoberta do pré-sal em 2006 trouxe novas expectativas para o futuro do setor petrolífero no Brasil. Porém, muitos desafios estão relacionados à atividade de exploração e produção daquela região, como por exemplo a perfuração de uma extensa camada de sal, questões de logística e a alta concentração de CO2 (entre 8% e 12%). Esse gás associado ao gás natural não pode apenas ser lançado para atmosfera por questões ambientais e, portanto, a reinjeção desse gás pode ser uma alternativa viável. O CO2 causa inchamento do óleo, reduzindo sua viscosidade e, portanto, facilita o fluxo de óleo para o poço produtor. Foi modelado um reservatório com características do pré-sal no simulador comercial da CMG (Computer Modelling Group). Foram analisados parâmetros como vazão de injeção, distância vertical entre os poços produtor e injetor, comprimento dos poços e distância do poço produtor à base do reservatório e como esses parâmetros influenciam no processo. O tempo total de projeto foi de 35 anos e as análise ocorreram para o primeiro ano de projeto, 2 anos 5, 15. 20 e 35 anos. O melhor caso conferiu um fator de recuperação de 60% e em todos os anos, a vazão de injeção foi o parâmetro que mais influenciou no projeto. Em seguida procedeu-se uma análise econômica para dois cenários: comprando CO2 e transportando através de um carboduto e reinjetando o mesmo no poço a partir da separação do gás da corrente de gás natural. A partir da viabilidade econômica dos dois projetos, foi analisado os impactos no VPL de osciclações dos componentes do fluxo de caixa .
Análise paramétrica da injeção de vapor e solvente em reservatórios de óleo pesado
(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2012-09-03) Galvão, Edney Rafael Viana Pinheiro; Dutra Júnior, Tarcilio Viana; ; http://buscatextual.cnpq.br/buscatextual/visualizacv.do?id=K4706483T3; ; http://lattes.cnpq.br/3142315953748654; Lins Júnior, Abel Gomes; ; http://lattes.cnpq.br/1051102659037756; Lima, Antônio Gilson Barbosa de; ; http://lattes.cnpq.br/4527387699298544; Santanna, Vanessa Cristina; ; http://lattes.cnpq.br/9445575768909084
Uma porção significativa das reservas de hidrocarbonetos atualmente existentes no mundo é formada por óleos pesados. Dentre os métodos térmicos utilizados para a recuperação desse tipo de recurso, a Injeção Contínua de Vapor tem se constituído como uma das principais alternativas economicamente viáveis. No Brasil, essa tecnologia é largamente utilizada pela Petrobras em campos localizados na região Nordeste. O calor latente transportado pelo vapor aquece o óleo do reservatório, reduzindo sua viscosidade e facilitando a produção. Nos últimos anos, uma alternativa cada vez mais utilizada pela indústria para aumentar a eficiência desse mecanismo tem sido a adição de solventes. Quando coinjetado com o vapor, o solvente vaporizado se condensa nas regiões menos aquecidas do reservatório e mistura-se ao óleo, criando uma zona de baixa viscosidade entre o vapor e o óleo pesado. A mobilidade do fluido deslocado é então melhorada, implicando num aumento da fração recuperada. Para melhor compreender esse mecanismo de recuperação avançada e investigar a sua aplicabilidade em reservatórios com características semelhantes aos encontrados na Bacia Potiguar, foi realizado um estudo numérico, onde se verificou a influência de alguns parâmetros operacionais (vazão de injeção de vapor, volume de solvente injetado e tipo de solvente) sobre a recuperação de óleo. As simulações foram realizadas no módulo STARS ( Steam, Thermal, and Advanced Processes Reservoir Simulator ) do programa da CMG ( Computer Modelling Group ), versão 2009.10. Verificou-se que a adição de solventes ao vapor injetado não só antecipou a chegada do banco de óleo aquecido ao poço produtor como também incrementou a recuperação de óleo. Menores volumes de água fria equivalente foram requeridos para se obter as mesmas frações recuperadas dos modelos que só injetaram vapor. Além disso, boa parte do solvente injetado foi produzido juntamente com o óleo do reservatório
Análise técnico-econômica da injeção alternada de água e gás (WAG) em reservatório de óleo leve
(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2016-11-28) Silveira, Adson Alexandre Quirino da; Galvão, Edney Rafael Viana Pinheiro
O pré-sal possui grandes acumulações de óleo leve de excelente qualidade e alto valor comercial, e sua localização é de difícil acesso. Com a sua descoberta pela Petrobras na última década, os investimentos e pesquisas realizados nesse tipo de reservatório vem sendo cada vez maiores e intensificados, devido sua complexidade e valor econômico. Alguns fatores tornam a exploração no pré-sal desafiadora, e um desses desafios é a sua grande quantidade de gás CO2 que se encontra nessa área, onde esse gás é produzido junto com o óleo. Uma das alternativas para esse problema é a reinjeção desse gás produzido alternado com a água, o método de injeção WAG. Outro fator de grande importância, são os gastos para e extração nessa região, pois apesar desse custo ter reduzido em relação aos primeiros poços perfurados, sua extração ainda requer elevados custos. Com isso, esse trabalho teve como objetivo a análise econômica de um reservatório com características do pré-sal. O modelo físico do reservatório e o fluido possuem características do pré-sal, a malha utilizada foi a five-spot normal com tempo de projeto de 20 anos. Os softwares utilizados para as simulações, foram disponibilizados pela CMG (Computer modelling group LTD). As simulações realizadas tiveram sempre a água como primeiro fluido injetado. Foram analisados a injeção de água contínua, e gás, tamanho dos ciclos, a injeção alternada de água e gás e por fim, a análise técnico-econômica, na qual se obteve um destaque para o ciclo de 2 anos, ciclo esse com o modelo de 150m³/dia de água e 100.000m³/dia de gás obtendo o maior VPL de US$ 126.637.485,37.
Análise Técnico-Econômica da Injeção Cíclica de Vapor e Solvente Aplicada a Reservatórios no Nordeste Brasileiro
(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2016-11-28) Silva, Abraham Dantas de Medeiros; Galvão, Edney Rafael Viana Pinheiro; Galvão, Edney Rafael Viana Pinheiro; Rodrigues, Marcos Allyson Felipe; Praxedes, Tayllandya Suelly
Os métodos de recuperação avançada de petróleo estão muito presentes na indústria petrolífera, uma vez que melhoram a eficiência de recuperação e aceleram a produção de hidrocarbonetos. Para reservatórios de óleo pesado são indicados principalmente métodos térmicos, devido a influência da temperatura na viscosidade do óleo, como a injeção cíclica de vapor. Os métodos miscíveis, como a injeção de solvente, agem como um tensoativo, reduzindo a tensão interfacial no reservatório e facilitando o fluxo do óleo no meio poroso. Para este trabalho, foi realizada a junção desses dois métodos, onde foram analisados alguns parâmetros e influências da injeção cíclica de vapor e solvente. O estudo foi realizado através de simulações em um modelo de reservatório utilizando-se o STARS, simulador do grupo da CMG (Computer Modelling Group ltd.). O estudo foi dividido em três partes: injeção cíclica de vapor, injeção cíclica de vapor e solvente e análise econômica dos melhores resultados. No primeiro caso os parâmetros variáveis eram a cota de injeção de vapor, tempo de soaking, e título do vapor e o modelo com melhor recuperação de óleo foi escolhido como Modelo Base. Na segunda etapa do estudo, o Modelo Base serviu de base para criação de modelos de injeção de três tipos de solventes diferentes (C5, C7 e C9) em diferentes percentuais de injeção. Os melhores resultados obtidos foram alcançados com a injeção de C5 a 20%, proporcionando um fator de recuperação de 52,70% e que mesmo após o estudo econômico através do método VPL foi o mais rentável, com VPL de US$ 3.525.662,98.
Análise técnico-econômica do Fraturamento Hidráulico aplicado em Reservatórios "Tight Gas"
(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2016-11-28) Calderon, Raphael Ewerton Miranda; Galvão, Edney Rafael Viana Pinheiro; Rodrigues, Marcos Allyson Felipe; Dutra Junior, Tarcilio Viana
O aumento da demanda energética mundial tem conduzido a produção de petróleo no mundo para padrões de exploração relativamente novos, os reservatórios não convencionais. Como exemplo dessas reservas, têm-se os reservatórios "Tight Gas", constituídos de arenitos de baixa porosidade e permeabilidade que acumulam grandes volumes de gás natural. Esses reservatórios não produzem a taxas economicamente viáveis sem a aplicação de técnicas avançadas como a estimulação por fraturamento hidráulico. Neste trabalho, aplicou-se o método de fraturamento hidráulico com o objetivo de analisar a influência dos parâmetros da fratura no fator de recuperação de gás e selecionar o modelo de melhor viabilidade a partir da análise técnico-econômica. Os estudos foram desenvolvidos através de simulações efetuadas nos módulos do "software" da CMG (Computer Modelling Group), versão 2014.10. Um modelo de reservatório com características similares às da Bacia do Paraná foi desenvolvido para analisar a produção desse tipo de reservatório. Foi utilizado um modelo de fluido de condensado de gás. Foi realizado um estudo comparativo entre várias configurações dimensionais de fraturas, com a finalidade de aumentar a eficiência operacional do método. O comprimento da fratura, a altura da fratura e a quantidade de fraturas foram os parâmetros estudados, todos apresentando resultado positivo, aumentando o fator de recuperação final de gás. O modelo com 9 fraturas de maiores dimensões apresentou a melhor viabilidade econômica do estudo.
Análises da molhabilidade e da adsorção de tensoativos em diferentes tipos de calcários para aplicação na recuperação avançada de petróleo
(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2024-11-27) Trindade, João Victor Pereira; Santanna, Vanessa Cristina; 0000-0003-4320-7047; http://lattes.cnpq.br/9445575768909084; 0009-0001-8664-9032; https://lattes.cnpq.br/7117402141254638; Galvão, Edney Rafael Viana Pinheiro; 0000-0002-4543-2611; http://lattes.cnpq.br/3142315953748654; Silva, Rhaul Phillypi da; 0000-0001-6389-3860; http://lattes.cnpq.br/1746136432437533
A indústria petrolífera e a produção do pré-sal são consideradas um dos maiores avanços tecnológicos globais. Esta área, rica em grandes acumulações de petróleo e de alto valor de mercado, apresentou e continua a apresentar imensos desafios tecnológicos tanto em pesquisa e desenvolvimento (P&D) quanto na exploração e produção (E&P) de suas reservas. Um dos aspectos cruciais neste contexto são os tipos de rochas reservatório predominantes na formação das reservas de petróleo, que são as rochas carbonáticas, em especial os calcários, que geralmente possuem molhabilidade favorável ao óleo, diminuindo o fator de recuperação. Assim, pesquisas estão sendo realizadas para alterar a molhabilidade dessas rochas, visando melhorar o fator de produção. Uma das estratégias para otimizar as condições do reservatório é o uso de métodos químicos com tensoativos, que, devido à sua estrutura anfifílica, podem adsorver-se em interfaces e superfícies de acordo com sua afinidade, reduzindo a energia livre interfacial e podendo reverter a molhabilidade da rocha, o que, por sua vez, aumenta a mobilidade do óleo no meio poroso e o fator de recuperação. O estudo teve como objetivo analisar a adsorção de diferentes tensoativos na rocha calcária e sua eficácia na mudança de molhabilidade. Foram investigados três tipos de tensoativos – catiônico (CTAB), não iônico (UTM150) e aniônico (Miristato de Sódio - MS), todos em solução de KCl a 2% para evitar o inchamento de argilas na rocha. Aplicaram-se diferentes modelos de adsorção pelo método de banho finito. Os calcários analisados, que incluem os tipos calcítico, dolomítico e magnesiano, foram coletados na microrregião de Mossoró/RN. O tensoativo aniônico MS não adsorveu em nenhum dos três tipos de rochas estudadas. O tensoativo não-iônico UTM150 adsorveu nos calcários dolomítico e magnesiano, e não adsorveu no calcário calcítico. O tensoativo catiônico CTAB adsorveu nos três tipos de calcários. Pós-tratamento com os tensoativos UTM150 e CTAB, observou-se aumento da molhabilidade à água das rochas calcárias, sendo o CTAB mais eficaz do que o UTM150.
Aplicação de fluidos de perfuração não-danificantes na indústria do petróleo
(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2022-11-04) Albuquerque, Francisco Samuel Portela de; Santanna, Vanessa Cristina; Galvão, Edney Rafael Viana Pinheiro; Rodrigues, Marcos Allyson Felipe
A indústria do petróleo é uma indústria muito dinâmica, que há sempre a necessidade de melhorar suas tecnologias a fim de aumentar o desempenho da perfuração de poços. Por isso, muitas empresas do setor vêm pesquisando e aperfeiçoando os fluidos de perfuração, fazendo o uso de aditivos para garantir propriedades específicas, evitando assim dano, e garantindo uma boa perfuração. Desse modo, o objetivo geral deste trabalho foi realizar uma pesquisa bibliográfica em 4 artigos científicos sobre a aplicação de fluidos de perfuração não danificantes para fazer uma analogia entre eles. Após a análise desses artigos, pode-se ver quais fluidos causam um menor dano, além dos impactos de outras propriedades como reologia, densidade e qualidade do reboco no desempenho do fluido de perfuração.
Aplicação do simulador semianalítico para fluxo em reservatórios homogêneos fechados para obtenção da distribuição da pressão em uma superfície horizontal interna para regimes de fluxo predeterminados
(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2017-11-17) Araújo, Amanda Braun Barbosa; Medeiros Júnior, Flávio; Medeiros Júnior, Flávio; Galvão, Edney Rafael Viana Pinheiro; Araújo, Rodrigo Moreira
O fluxo de fluidos em meios porosos em reservatórios dominados por barreiras selantes é um tema de grande importância na engenharia de reservatórios, pois auxilia a avaliação de novas técnicas para melhoria do gerenciamento de pressão e produção dos poços. Neste trabalho, foi utilizado um simulador semianalítico para fluxo em reservatórios homogêneos fechados utilizando a solução da fonte pontual aplicada ao método de elementos de contorno para obtenção de pressão e vazão nos limites do poço e do reservatório. Para o cálculo de pressões no interior do reservatório, utiliza-se a interpolação exponencial baseada na equação da fonte pontual. O objetivo deste trabalho é identificar a distribuição de pressão no tempo e os regimes de fluxo em seis cenários distintos através de gráficos de distribuição superficial de pressão no reservatório e de gráficos de superfícies equipotenciais de pressão. Os resultados obtidos permitiram a caracterização dos regimes de fluxo em determinados intervalos de tempo como também uma comparação entre os mesmos.
Avaliação de diretrizes de abandono de poços terrestres no Brasil e análise comparativa de custos para o Estado do RN
(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2023-07-07) Costa Filho, Luiz Antônio da; Galvão, Edney Rafael Viana Pinheiro; Rodrigues, Marcos Allyson Felipe; Lira, Gustavo Arruda Ramalho
O petróleo vendo sendo utilizado como fonte de energia há cerca de 150 anos. Começando a ser explorado no Oriente Médio e América do Norte, poços mais simples se comparados aos atuais. No Brasil, a exploração de petróleo começou muitos anos depois, no final do século XIX, mas apenas nos anos 1940 foi encontrado petróleo de forma economicamente viável. No Rio Grande do Norte a produção teve seu início na década de 70, e muitos desses poços estão em operação até hoje. A vida útil de um poço é de aproximadamente 25 anos, e na última fase é realizado o abandono permanente. Para o correto abandono de poços a Agencia Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) lançou em 2016 o Sistema de Gerenciamento e Integridade de Poços (SGIP) através da Resolução nº 46/2016 que estabeleceu o Conjunto Solidários de Barreira (CSB) como elemento principal para o abandono de poços, assim como O IBP, em 2017, publicou as “Diretrizes para Abandono de Poços” que determina utilização de boas práticas para a realização do abandono dos poços. Outras resoluções foram publicadas para atuarem em conjunto com o SGIP, como o caso da Resolução ANP nº 699 de 2017 e a ANP nº 817 de 2020. O presente trabalho tem como objetivo fazer o levantamento dos regulamentos e diretrizes para o abandono e arrasamento de poços terrestres e uma avaliação comparativa entre os dados apresentados no Painel de Descomissionamento da ANP e o cálculo estimativo realizado por Braga (2021).
Desenvolvimento e avaliação de soluções ácidas contendo Nonilfenóis Polietoxilaados e etanol para acidificação de carboidratos
(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2023-10-17) Arruda, Guilherme Mentges; Wanderley Neto, Alcides de Oliveira Wanderley; Rodrigues, Marcos Allyson Felipe; https://orcid.org/0000-0002-8936-5705; http://lattes.cnpq.br/5453593230706116; http://lattes.cnpq.br/4896975705563570; http://lattes.cnpq.br/4896975705563570; Silva, Dennys Correia da; https://orcid.org/0000-0002-6280-7606; http://lattes.cnpq.br/8567051112814180; Galvão, Edney Rafael Viana Pinheiro; http://lattes.cnpq.br/3142315953748654; Pinto, Marcio Augusto Sampaio; https://orcid.org/0000-0003-1125-7218; http://lattes.cnpq.br/3705277331954152; Vale, Tulio Yterbio Fernandes; http://lattes.cnpq.br/4911813695252136
Durante os diferentes estágios da construção de poço e explotação de reservatório, há a possibilidade de ocorrência de fenômenos indesejados que alteram a permeabilidade da região ao redor do poço (dano à formação), comprometendo a produção no local. As técnicas de estimulação de poços buscam contornar ou reverter esses danos e, consequentemente, aumentar a sua produção. A acidificação de matriz em carbonatos consiste na injeção de um fluido ácido no poço buscando aumentar a sua produção pela dissolução da própria matriz rochosa, criando caminhos conhecidos como buracos de minhoca ou wormholes. O ácido clorídrico (HCl) é a substância mais utilizada para estimular os poços de produção e de injeção nos reservatórios carbonáticos. Contudo, a alta taxa de reação do HCl com o carbonato reduz a sua penetração na formação rochosa, uma vez que o ácido reage excessivamente com a superfície da rocha (dissolução de face). Dessa forma, para minimizar o consumo de ácido e aumentar a profundidade dos wormholes, faz-se necessário o desenvolvimento de fluidos de estimulação contendo aditivos que reduzam a taxa de dissolução da matriz rochosa pelo ácido. O objetivo desse estudo é desenvolver e avaliar soluções ácidas inovadoras contendo tensoativos não-iônicos e etanol para retardar a dissolução do carbonato de cálcio no processo de acidificação de rochas carbonáticas, proporcionando wormholes de maior extensão no reservatório. Para tanto, foram realizadas caracterizações pertinentes aos fluidos desenvolvidos e às amostras de rochas carbonáticas, ensaios de compatibilidade dos componentes do fluido desenvolvido com a rocha e o petróleo, ensaios de fluxo reativo em meio poroso (injeção das formulações em amostras de rocha) e microtomografia computadorizada das rochas acidificadas. Como resultado, constatou-se que os fluidos com tensoativos de maior grau de etoxilação promoveram um aumento mais significativo não apenas da viscosidade, como também do retardo da dissolução da rocha carbonática. Nos ensaios de fluxo reativo em meio poroso, em termos de consumo mínimo de ácido para atravessar a rocha (PVbt ótimo), as formulações obtiveram resultados similares aos do HCl 15%, mas em vazões 4 a 8 vezes menores, sendo essas baixas vazões mais condizentes com as observadas nos tratamentos em campo. Ademais, as formulações produziram padrões de wormhole mais similares ao dominante em um maior intervalo de taxa de injeção. Portanto, as formulações estudadas tanto produziram resultados promissores nos ensaios de fluxo reativo em meio poroso, como também apresentaram algumas características interessantes para a aplicação em tratamentos de estimulação ácida.
Diagnóstico de condições de operação do bombeio centrífugo submerso utilizando machine learning
(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2022-05-30) Brasil, Jéssica Alves; Chiavone Filho, Osvaldo; Maitelli, Carla Wilza Souza de Paula; https://orcid.org/0000-0002-3893-6010; http://lattes.cnpq.br/2441911467149645; http://lattes.cnpq.br/2621516646153655; http://lattes.cnpq.br/0874113052311486; Diniz, Anthony Andrey Ramalho; Galvão, Edney Rafael Viana Pinheiro; http://lattes.cnpq.br/3142315953748654
Na elevação artificial, as técnicas de Automação são empregadas também com o intuito de aumentar a eficiência e produção dos poços de petróleo. No método de elevação por Bombeio Centrífugo Submerso (BCS), a utilização de ferramentas de Automação se torna imprescindível na interpretação dos dados disponíveis em campo, visto que, a análise desses dados nem sempre é suficiente para analisar, interpretar, monitorar e diagnosticar o desempenho e a integridade do poço, além da operação do BCS e eficiência em tempo real. No entanto, ainda que esses poços operem com sistemas automatizados, alguns danos na produção podem ser identificados diminuindo a eficiência da bomba BCS e poderão ocorrer perdas significativas nas vazões obtidas. O diagnóstico inicial do sistema BCS pode levar a uma grande economia de custos e menos manutenção devido a tecnologias implementadas em campos de produção. Em campos de petróleo, para identificar as condições de operação de um poço BCS, utilizam-se as cartas amperimétricas, que são gráficos de corrente versus tempo. A análise dessas cartas, geralmente, é realizada por operadores que possuem um elevado número de poços para examinar, e essa sobrecarga, muitas vezes, diminui a eficiência no processo de leitura das condições de operação da bomba BCS. Atualmente, tecnologias em tempo real baseadas em algoritmos de Aprendizado de Máquina (Machine Learning - ML) têm desafiado e estimulado empresas a criarem soluções para diagnosticar precocemente anormalidades na operação dos poços. Dessa forma, este trabalho tem como intuito fornecer uma proposta de detecção das condições de operação (operação normal, operação normal com gás, interferência de gás e bloqueio por gás) da bomba BCS a partir da análise dos dados de corrente elétrica obtidos a partir de 24 poços de Mossoró, RN, Brasil. Algoritmos de classificação de Aprendizado de Máquina foram implementados na linguagem de programação Python no ambiente Google Colaboratory®. Os algoritmos de classificação utilizados foram Árvore de Decisão (AD), Máquinas de Vetores de Suporte (SVM - Support Vector Machine), Classificação do Vizinho Mais Próximo (KNN - K-Nearest Neighbor) e Rede Neural do tipo Multi-Layer Perceptron (MLP). Como os conjuntos de dados possuíam pontos variando de 159 a 344, realizou-se uma padronização com uma técnica de interpolação para que todos os conjuntos de dados tivessem 344 pontos, o número máximo de pontos coletados. Os algoritmos foram testados sem e com sintonia de hiperparâmetros, tendo em vista que para cada técnica de ML havia um conjunto de hiperparâmetros específico. Além disso, foram realizados testes de balanceamento (oversampling) dos conjuntos de dados de treinamento para identificar a diferença em relação ao conjunto de dados desbalanceados. Os resultados obtidos e apresentados ao longo do trabalho, confirmam que a aplicação do algoritmo ML é viável para a classificação das condições de operação apresentadas, pois todos tiveram uma acurácia superior a 87%, tendo como melhor resultado a aplicação do modelo SVM, que alcançou uma acurácia de 93%.
Dimensionamento de coletores solares para aquecimento da água no processo de geração de vapor para injeção em poços petrolíferos
(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2018-11-22) Torres, Felipe de Oliveira Vasconcelos; Galvão, Edney Rafael Viana Pinheiro; Rodrigues, Marcos Allyson Felipe; Maitelli, Carla Wilza Souza de Paula
Com o crescimento da ideia de sustentabilidade, o uso dos recursos naturais para a satisfação das necessidades presentes sem comprometer as necessidades futuras, passou a ser bastante discutido ao redor do mundo. O uso das energias renováveis é importante pelo fator econômico, já que na sua maioria usam recursos naturais e abundantes, além causarem menos impacto no meio ambiente. O presente trabalho tem por objetivo estudar a viabilidade técnica de utilização de energia solar térmica na geração de vapor para injeção em poços de petróleo. A metodologia utilizada foi a escolha de seis situações para inserir concentradores solares, de modo a complementar a quantidade de calor fornecida pela caldeira. Utilizando os valores da quantidade de água e das temperaturas inicial e final do processo, foi determinada a quantidade de calor que pode ser fornecida em cada uma das situações. A partir desses valores, foram determinadas as áreas necessárias para cada situação. A área escolhida para o concentrador foi de 3,0 m2. Desta maneira os coletores solares podem ser uma alternativa para auxiliar no processo de geração de vapor, além de contribuir para a redução do consumo de combustíveis na caldeira e consequentemente a emissão de gases poluentes

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