PPGCEP - Mestrado em Ciência e Engenharia do Petróleo

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Estudo paramétrico do processo de extração com solvente (VAPEX) como método de recuperação de óleo pesado
(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2008) Oliveira, Michel Fernandes; Matta, Wilson da; Dutra Junior, Tarcilio Viana; http://lattes.cnpq.br/8753782475740001; Barillas, Jennys Lourdes Menezes; http://lattes.cnpq.br/4790262290561690; Pires, Adolfo Puime; http://lattes.cnpq.br/2677117019767524
Existe ainda uma grande quantidade de recursos naturais presente em reservas de óleo pesado que possam ser exploradas a partir de novos métodos. A estimativa mundial destes recursos na forma de óleo pesado e betume podem ser de 6 trilhões de barris de óleo original do reservatório. No entanto, esta enorme quantidade de recursos de hidrocarbonetos presente em tais reservatórios pode somente ser explorada com novos conceitos. O processo VAPEX é um método promissor de recuperação desde a sua invenção, pelo Dr. Roger Butler, em 1991. O processo consiste em dois poços horizontais, paralelos entre si, um produtor, e um injetor, onde é injetado solvente vaporizado com propósito de reduzir a viscosidade do óleo ou do betume. O objetivo deste estudo é analisar como influenciam alguns parâmetros, operacionais e de reservatório, importantes no processo VAPEX, nas vazões de óleo produzido, no acumulado de óleo produzido e no fator de recuperação. Parâmetros como o espaçamento entre poços, a pressão de injeção, tipo do solvente, viscosidade do óleo, saturação residual de água e permeabilidade horizontal são abordados neste estudo. A escolha do solvente a ser utilizado no processo foi o fator que mais influenciou significativamente o processo, permitindo um maior fator de recuperação do óleo. Os maiores acumulados de óleo recuperado foram obtidos para outros parâmetros de influência significativa como a maior distância entre poços, maior permeabilidade horizontal e menor pressão de injeção.
Aquisição e construção de modelos estáticos análogos a reservatórios petrolíferos com tecnologia lidar e georadar
(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2008-03-31) Teixeira, Washington Luiz Evangelista; Lima Filho, Francisco Pinheiro; ; http://lattes.cnpq.br/9888320802954176; ; http://lattes.cnpq.br/3786003389534047; Sábadia, José Antônio Beltrão; ; http://lattes.cnpq.br/0280662216554148; Vieira, Marcela Marques; ; http://lattes.cnpq.br/0930845549110627; Bezerra, Francisco Hilario Rego; ; http://lattes.cnpq.br/6050302316049061
Esta dissertação desenvolve uma metodologia para a construção de modelos estáticos digitais 3D análogos a reservatórios petrolíferos utilizando as tecnologias LIDAR e GEORADAR, assim, apresenta a técnica como novo paradigma no estudo de afloramentos, com o potencial de integrar de forma consistente dados plani-altimétricos, geofísicos, e produtos de sensoriamento remoto, permitindo a validação de interpretações 2D contra o espaço 3D, visualização de geometrias deposicionais complexas, inclusive em ambiente de realidade virtual imersivo. Para tanto, são apresentadas as questões mais relevantes da fundamentação teórica das duas tecnologias, e desenvolvido um estudo de caso utilizando os sistemas TerraSIRch SIR System-3000 de fabricação Geophysical Survey Systems, e HDS3000 Leica Geosystems que implementam, respectivamente, as duas tecnologias, cabendo a integração das mesmas ao software GOCAD. O afloramento estudado apresenta grande exposição, e está localizado na borda sudeste da Bacia do Parnaíba, no Parque Nacional da Serra das Confusões. A metodologia contempla todas as etapas do processo construtivo disponibilizando um modelo estático digital 3D análogo a reservatórios petrolíferos, que fornece dados de geometrias deposicionais ou deformacionais em diferentes escalas de observação, utilizados pelos sistemas de simulação de reservatórios petrolíferos
Adição de poliuretana em pastas de cimento para poços de petróleo como agente de correção do filtrado
(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2008-07-16) Freitas, Júlio Cezar de Oliveira; Martinelli, Antônio Eduardo; ; http://lattes.cnpq.br/0022988322449627; ; http://lattes.cnpq.br/2357217530716519; Melo, Dulce Maria de Araújo; ; http://lattes.cnpq.br/3318871716111536; Marinho, érika Pinto; ; http://lattes.cnpq.br/1192938961586608; Melo, Marcus Antônio de Freitas; ; http://lattes.cnpq.br/5840621182000517
Os aditivos químicos, quando devidamente selecionados e quantificados, são importantes aliados na obtenção de sistemas adequados de pastas para cimentações primárias de qualidade, fundamentais para o ciclo de vida útil de um poço, visto que operações de cimentação corretiva geram custos adicionais. Controlar a quantidade perdida por filtração pela pasta de cimento para as zonas permeáveis é um dos requisitos mais importantes em uma operação, comumente controlado por aditivos químicos, como a carboximetilcelulose (CMC). Entretanto, problemas associados à temperatura, tolerância a sais e o efeito secundário como retardador de pega, são comumente reportados na literatura. De acordo com o cenário descrito acima foi proposta a utilização de uma dispersão aquosa não iônica de poliuretana para controle de filtrado, dada sua baixa interação iônica com os íons livres presentes na pasta no estado fresco. Assim, este trabalho tem como objetivo avaliar a eficiência da poliuretana como redutor de filtrado em diferentes condições de temperatura e pressão, bem como o efeito sinérgico com outros aditivos. As temperaturas e pressões utilizadas nos ensaios em laboratório simulam as mesmas condições de poços de petróleo com profundidades de 500 a 1200 m. A poliuretana apresentou resistência à degradação térmica e estabilidade na presença de sais. Com o aumento da concentração do polímero observou-se uma considerável diminuição do volume perdido por filtração, mantendo-se eficiente mesmo com o incremento da temperatura
Estudo de reatores eletroquímicos para remoção de Cu2+ , Zn2+, Fenol e BTEX em água produzida
(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2008-08-01) Ramalho, Adriana Margarida Zanbotto; Silva, Djalma Ribeiro da; ; http://lattes.cnpq.br/2791074318745945; ; http://lattes.cnpq.br/6174408042782421; Mata, Wilson da; ; http://buscatextual.cnpq.br/buscatextual/visualizacv.do?id=K4781404Z6; Barillas, Jennys Lourdes Meneses; ; http://lattes.cnpq.br/4637897380055777; Mirapalheta, Almir; ; http://lattes.cnpq.br/7027480155616282
A produção de água tem sido a maior corrente de resíduos da indústria do petróleo no segmento de Exploração e Produção E&P. O tratamento deste efluente além de ser complexo, requer um alto custo. Neste contexto, surge o tratamento eletroquímico como uma metodologia alternativa que empregando reações de eletrólise possibilita aumentar a capacidade e a eficiência do tratamento físico-químico tradicional da água produzida. A implantação de reatores eletroquímicos pode ser efetivada com pequena modificação numa estação de tratamento tradicional, sem demandar área significativa (tendo em vista o alto custo do metro quadrado nas plataformas em alto mar), aproveitando os equipamentos existentes, podendo realizar tratamento contínuo ou em bateladas, sem a necessidade de investimentos elevados. O tratamento eletrolítico causa baixo impacto ambiental, pois o processo utiliza elétrons como reagente e gera poucos resíduos. Neste trabalho foram estudados dois tipos de reatores eletroquímicos: um eletrofloculador e um eletroflotador, tendo como objetivo a remoção de Cu2+, Zn2+ , fenol e BTEX presentes na água produzida. No eletrofloculador aplicou-se um potencial elétrico a uma solução aquosa contendo NaCl, através de eletrodos de ferro, que promovendo a dissolução deste metal com a geração de íons Fe2+ e gases que em pH apropriado formou reações de coagulação-floculação removendo Cu2+ e Zn2+. No eletroflotador utilizou-se cátodo de aço carbono e ânodo do tipo DSA de Ti/TiO2-RuO2-SnO2, em solução contendo NaCl, que através de uma corrente elétrica produziu agentes oxidantes fortes como Cl2 e HOCl que ajudaram a degradar o BTEX e fenol em diferentes vazões; o Zn2+ foi removido por eletrodeposição ou pela formação de ZnOH devido ao aumento de pH durante a reação. Para compreender o processo eletroquímico foi realizado um planejamento fatorial 22 com ponto central para avaliar a sensibilidade dos parâmetros operacionais que influenciaram no processo de remoção de Zn2+ na eletroflotação, de forma que a densidade de corrente influenciou positivamente e a vazão negativamente. Como indicador da viabilidade econômica do tratamento eletroquímico foram analisados os consumos energéticos dos reatores tomando como base o valor kWh cobrado pela ANEEL. Os custos dos tratamentos desta pesquisa foram mais atrativos quando comparados ao utilizado atualmente no Rio Grande do Norte, podendo ser reduzidos caso seja utilizada fontes de energia alternativas, como solar, eólica ou a gás gerada no próprio Pólo Petroquímico ou plataformas
Influência das tensões tectônicas na permeabilidade da formação Açu - Bacia Potiguar
(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2008-08-08) Araújo, Janusa Soares de; Mata, Wilson da; ; http://buscatextual.cnpq.br/buscatextual/visualizacv.do?id=K4781404Z6; ; http://lattes.cnpq.br/9444948326572913; Lins Júnior, Abel Gomes; ; http://lattes.cnpq.br/1051102659037756; Medeiros, Ana Catarina Rocha; ; http://lattes.cnpq.br/8013591667991638; Vieira, Marcela Marques; ; http://lattes.cnpq.br/0930845549110627; Rodrigues, Marcos Allyson Felipe; ; http://lattes.cnpq.br/5453593230706116
O comportamento do fluxo de fluidos em campos petrolíferos é influenciado por diversos fatores e têm grande impacto na viabilização da recuperação de hidrocarbonetos. A necessidade de avaliar e adaptar as tecnologias atuais à realidade dos reservatórios mundiais existe não apenas na fase de exploração (descoberta dos reservatórios), mas também no desenvolvimento daqueles que já foram descobertos, porém não produzidos. A combustão in situ (CIS) é uma técnica propícia para recuperação de hidrocarbonetos, todavia, complexa de se implementar. O objetivo principal do presente trabalho foi estudar a aplicação da CIS como método de recuperação avançada de petróleo através da análise paramétrica do processo em poços verticais, utilizando um reservatório semissintético com características do Nordeste Brasileiro, com intuito de determinar quais destes parâmetros têm influência expressiva no processo, verificando assim a viabilidade técnica e econômica do método para a indústria petrolífera. Para tal análise foi utilizado um programa comercial de simulação de reservatórios de petróleo usando processos térmicos, denominado Steam, Thermal, and Advanced Processes Reservoir Simulator (STARS) do Computer Modelling Group (CMG). Esse estudo busca através da análise numérica computacional resultados que possam melhorar, principalmente, a interpretação e compreensão dos principais problemas ocorridos quando da aplicação do método CIS, que ainda não são totalmente dominados. A partir dos resultados obtidos foi comprovada a importante mediação promovida pelo processo térmico CIS sobre a recuperação de óleo, com vazões e produção acumulada sensivelmente alteradas, positivamente, pela introdução do método. Observou-se que a aplicação do método CIS melhora a mobilidade do óleo em função do aquecimento quando da formação da frente de combustão no interior do reservatório. Dentre todos os parâmetros de reservatório analisados, a energia de ativação apresentou a maior influência, ou seja, quanto menor o valor da energia de ativação, maior a fração de óleo recuperada, em função do aumento da velocidade das reações químicas. Foi verificado também que quanto maior a entalpia da reação, maior foi a fração de óleo recuperada devido a maior quantidade de energia liberada no sistema favorecendo assim a CIS. Os parâmetros de reservatórios: porosidade e permeabilidade mostraram-se pouco influentes em relação a CIS. Dentre os parâmetros operacionais analisados, a vazão de injeção foi o parâmetro que apresentou forte influência para o método CIS, pois quanto maior o valor atribuído a mesma, maior a resposta obtida, principalmente devido a manutenção da frente de combustão. Quanto maior a concentração de oxigênio, maior foi a fração de óleo recuperada em função da maior quantidade de comburente, favorecendo o avanço e a manutenção da frente por um período de tempo maior. Em relação à análise econômica, o método CIS mostrou-se viável economicamente quando da avaliação do valor presente líquido (VPL) considerando as vazões de injeção: para maiores valores de vazão obteve-se maior retorno financeiro no final do projeto
Injeção de vapor e solvente como um método de recuperação avançada em reservatório avançada em reservatórios de óleo pesado
(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2008-08-18) Galvão, Edney Rafael Viana Pinheiro; Dutra Júnior, Tarcilio Viana; ; http://buscatextual.cnpq.br/buscatextual/visualizacv.do?id=K4706483T3; ; http://lattes.cnpq.br/3142315953748654; Pires, Adolfo Puime; ; http://lattes.cnpq.br/2677117019767524; Barillas, Jennys Lourdes Meneses; ; http://lattes.cnpq.br/4637897380055777
Um recurso cada vez mais utilizado pela indústria petrolífera para aumentar a eficiência do mecanismo de injeção de vapor é a adição de solventes. O processo pode ser compreendido como a combinação de um método térmico (injeção de vapor) com um método miscível (injeção de solvente), promovendo, dessa forma, a redução das tensões interfaciais e da viscosidade do óleo. O uso do solvente sozinho tende a ser limitado, em função do seu alto custo. Quando coinjetado com o vapor, o solvente vaporizado condensa nas regiões menos quentes 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 do fator de recuperação. Para melhor compreender esse mecanismo de recuperação avançada, foi realizado um estudo numérico, onde se verificou a sensibilidade de alguns parâmetros operacionais (distância entre poços, vazão de injeção de vapor, tipo de solvente injetado e quantidade de solvente) sobre a produção acumulada de óleo, o fator de recuperação e a razão óleo-vapor. Neste estudo, foram utilizados modelos semi-sintéticos, porém com dados de reservatório que podem ser extrapolados para situações de aplicações práticas na Bacia Potiguar. As simulações foram realizadas no módulo STARS (Steam, Thermal, and Advanced Processes Reservoir Simulator) do programa da CMG (Computer Modelling Group), versão 2007.11. Os resultados mostraram que a presença do solvente nas quantidades analisadas melhorou os fatores de recuperação e as vazões de óleo. Além disso, a maior parte do solvente injetado foi produzido, podendo ser reciclado
Estudo paramétrico da segregação gravitacional na injeção contínua de vapor
(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2008-08-18) Rodrigues, Marcos Allyson Felipe; Mata, Wilson da; ; http://buscatextual.cnpq.br/buscatextual/visualizacv.do?id=K4781404Z6; ; http://lattes.cnpq.br/5453593230706116; Dutra Júnior, Tarcilio Viana; ; http://buscatextual.cnpq.br/buscatextual/visualizacv.do?id=K4706483T3; Pires, Adolfo Puime; ; http://lattes.cnpq.br/2677117019767524; Barillas, Jennys Lourdes Meneses; ; http://lattes.cnpq.br/4637897380055777
A injeção de vapor é o método de recuperação suplementar mais utilizado para a recuperação de óleos pesados. Neste tipo de processo é comum acontecer a segregação gravitacional e este fenômeno pode afetar a produção de óleo e, por isso, deve ser considerado nos projetos de injeção contínua de vapor. Por muitos anos, a segregação gravitacional não era adequadamente considerada em procedimentos de cálculo em Engenharia de Reservatórios. O efeito da gravidade faz com que ocorra a segregação de fluidos, isto é, os fluidos tendem a se arranjar dentro do meio poroso de acordo com as suas densidades. Os resultados advindos de simulação de reservatórios forneceram a capacidade para lidar com a gravidade, e tornou-se aparente que os efeitos da gravidade poderiam afetar significativamente o desempenho do reservatório. Sabe-se que a segregação gravitacional pode ocorrer em quase todos os casos onde há injeção de fluidos leves, especialmente o vapor, e ocorre com maior intensidade para reservatórios de óleos viscosos. Neste trabalho é abordada a influência de alguns parâmetros da rocha-reservatório na segregação como viscosidade, permeabilidade, espessura, capa de gás e porosidade. A partir de um modelo que apresenta o fenômeno com maior intensidade, otimizaram-se alguns parâmetros operacionais como vazão de injeção de vapor, distância entre os poços injetor-produtor e intervalo de completação que contribuíram para a redução do efeito, aumento assim o fator de recuperação. Foi mostrada uma maior viabilidade técnica-econômica para o modelo de distância entre os poços de 100 m. A análise foi realizada utilizando o simulador comercial da CMG (Computer Modelling Group) - Stars 2007.11, onde foi observada a interação entre as variáveis estudadas em reservatórios com características semelhantes aos encontrados no Nordeste brasileiro
Diagnóstico da possível influência da atividade petrolífera em sedimentos de fundo da Bacia Piranhas-Açu, região Baixo Açu/RN
(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2008-09-19) Nascimento, Luciana Araújo; Silva, Djalma Ribeiro da; ; http://lattes.cnpq.br/2791074318745945; ; http://lattes.cnpq.br/9431185369988011; Melo, Jailson Vieira de; ; http://lattes.cnpq.br/7275955550556570; Moura, Maria de Fátima Vitória de; ; http://lattes.cnpq.br/2959800336802498; Araújo, Rinaldo dos Santos; ; http://lattes.cnpq.br/8579051478703901
Por estar situada em uma área de crescente exploração petrolífera, a região do Baixo Açu encontra-se à mercê de uma possível poluição gerada por esta atividade econômica, que inclui diversas substâncias químicas prejudiciais à saúde, tais como os metais. Esta dissertação tem como objetivo, diagnosticar as áreas do Rio Piranhas-Açu, região do Baixo Açu, que se encontram poluídas por elementos maiores e traços. Neste estudo, determinou-se a concentração dos elementos químicos Al, Cd, Cr, Cu, Fe, Mn, Ni, P, Pb, V e Zn, através da técnica de ICP-OES e das análises granulométricas dos sedimentos e seus respectivos teores de matéria orgânica. Foram mapeados por GPS, 12 pontos de coletas. As interpretações dos resultados, em conjunto, possibilitaram associar essa poluição a uma possível contaminação pela atividade petrolífera. Os resultados mostraram algumas regiões que apresentam baixas concentrações de cádmio, chumbo, cobre, manganês e zinco, incapazes de promover prejuízos à saúde humana. No entanto, há localidades nas quais as concentrações determinadas dos metais cromo, ferro e zinco são moderadamente poluídas, comparando-se esses resultados com valores de referência da literatura e outras que são altamente poluídas por ferro. No entanto, devido a uma maior quantidade de poços em produção nessas localidades, essas maiores concentrações, pode-se inferir uma possível influência da produção de petróleo em algumas áreas cujas concentrações de cromo e chumbo são mais elevadas que o restante dos pontos de monitoramento. Além disso, observa-se que os maiores teores de metais ocorrem em sedimento de textura mais fina e com maior teor de matéria orgânica
Uso de argilominerais e diatomita como adsorvente de fenóis em águas produzidas na indústria de petróleo
(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2008-10-06) Braga, Renata Martins; Melo, Dulce Maria de Araújo; Silva, Djalma Ribeiro da; ; http://lattes.cnpq.br/2791074318745945; ; http://lattes.cnpq.br/3318871716111536; ; http://lattes.cnpq.br/4603529162393328; Araújo, Antônio Souza de; ; http://lattes.cnpq.br/9770622597949866; Melo, Marcus Antônio de Freitas; ; http://lattes.cnpq.br/5840621182000517; Barros, Joana Maria de Farias; ; http://lattes.cnpq.br/1016070459137884
A produção de petróleo no Brasil vem aumentando a cada ano. Em conseqüência, volumes crescentes de água de produção são gerados com grandes quantidades de contaminantes, o que traz vários problemas no descarte dessas águas. A preocupação para que as concentrações dos contaminantes da água produzida atendam as legislações vigentes para descarte de efluentes, tem sido extremamente importante para o desenvolvimento de diferentes técnicas de tratamentos da água produzida. O estudo de argilominerais como adsorventes de contaminantes orgânicos tem crescido de forma considerável, a fim de se aliar o baixo custo com a eficiência da preservação ambiental e saúde publica. Assim, este trabalho tem como objetivo conhecer as características dos argilominerais vermiculita, bentonita sódica, bentonita cálcica e da diatomita e avaliar seus desempenhos como adsorventes de fenóis na água produzida. Através das isotermas de adsorção pôde-se abservar os comportamentos adsortivos desses argilominerais e da diatomita para adsorção do fenol, principal composto fenólico encontrado na água produzida. Diferentes concentrações de soluções sintéticas de fenol foram postas em contato com estes adsorventes sob agitação e mesmas condições de temperatura. Os adsorventes apresentaram comportamento adsortivo favorável, porém a vermiculita e diatomita apresentaram pequena capacidade de adsorção, sendo sugeridas para adsorver pequenas concentrações de fenol no equilíbrio isotérmico
Cinemática de partículas em fluidos de viscosidade variável com o tempo e sua aplicação na construção de poços de petróleo: avaliação durante paradas operacionais
(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2008-11-03) Pinto, Gustavo Henrique Vieira Pereira; Mata, Wilson da; ; http://buscatextual.cnpq.br/buscatextual/visualizacv.do?id=K4781404Z6; ; http://lattes.cnpq.br/7998857440203523; Santos, Adriano dos; ; Paulo, João Bosco de Araújo; ; http://buscatextual.cnpq.br/buscatextual/visualizacv.do?id=K4787949Y0#Bancas; Martins, André Leibsohn; ; http://lattes.cnpq.br/7308057555474006
As novas descobertas de reservatórios de petróleo em campos onshore e offshore em lâminas d águas ultra-profundas e de trajetórias complexas demandam a otimização dos processos de perfuração para reduzir as operações de paradas durante a perfuração de um poço, especialmente devido ao elevado custo das plataformas, equipamentos e dos riscos que são inerentes à operação. Dentre os aspectos mais importantes destaca-se o projeto de fluidos de perfuração e o estudo de seu comportamento frente a diferentes situações que podem ocorrer durante o processo. Através de experimentos de sedimentação, foi validada uma correlação para determinação da velocidade de sedimentação de partículas em fluidos de viscosidade variável com o tempo, aplicando-se as devidas correções para viscosidade efetiva que é função da taxa de deformação e do tempo. A evolução da viscosidade com o tempo foi obtida através de ensaios reológicos utilizando uma taxa de deformação fixa, pequena o suficiente para não interferir no processo de gelificação do fluido. Com as equações de velocidade de sedimentação de partículas e da viscosidade do fluido com o tempo foi proposto um procedimento iterativo capaz de determinar o deslocamento das partículas com o tempo. Essas equações constitutivas foram aplicadas no estudo de caso para simulação da sedimentação dos cascalhos gerados na perfuração de um poço de petróleo durante paradas operacionais, especialmente as conexões e manobras, possibilitando o projeto do fluido de perfuração de maneira a manter os cascalhos em suspensão, evitando riscos, como por exemplo, a prisão da coluna de perfuração e em condições mais drásticas, a perda do poço
Análise da trajetória de poços horizontais em reservatório de óleo pesado
(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2008-12-01) Brito, Eduardo Eudes Farias de; Dutra Júnior, Tarcilio Viana; ; http://buscatextual.cnpq.br/buscatextual/visualizacv.do?id=K4706483T3; ; Mata, Wilson da; ; http://buscatextual.cnpq.br/buscatextual/visualizacv.do?id=K4781404Z6; Barillas, Jennys Lourdes Meneses; ; http://lattes.cnpq.br/4637897380055777; Medeiros Júnior, Flávio;
A aplicação de métodos térmicos, para aumentar a recuperação de óleo pesado em campos maduros através da drenagem com poços horizontais e multilaterais, tem sido exaustivamente estudada, teórica e experimentalmente, testando novas ferramentas e novos métodos. A injeção contínua de vapor, através de um poço injetor e de um poço horizontal produtor com o objetivo de proporcionar uma varredura dos fluidos do reservatório, mostra-se um método eficiente. Partindo de um modelo heterogêneo, geologicamente caracterizado por, modelagem geoestatística, ajuste de histórico e identificação do melhor caminho de permeabilidade, com a sísmica 3D, foi montado um modelo para estudo. Foram estudados poços horizontais em várias direções em relação ao injetor de vapor e ao canal de maior permeabilidade, em oito profundidades diferentes. Dentro de uma mesma zona foram estudadas, a sensibilidade das trajetórias de poços horizontais, em função da profundidade de navegação. Com a finalidade de obter a maior produção acumulada de óleo a uma determinada vazão, qualidade, temperatura e período de injeção do vapor. Os poços estudados evidenciam uma melhora significativa na recuperação acumulada de óleo em uma das trajetórias, promovendo uma alternativa de aplicação em campos maduros ou em desenvolvimento com óleo pesado
Estudo do aquecimento geral indireto como método de recuperação em reservatórios rasos de óleos pesados
(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2008-12-11) Medeiros, Elthon John Rodrigues de; Dutra Junior, Tarcilio Viana; Mata, Wilson da; http://lattes.cnpq.br/0288842238100161; http://lattes.cnpq.br/8753782475740001; https://orcid.org/0000-0002-5187-0992; http://lattes.cnpq.br/6677251131593932; Barillas, Jennys Lourdes Meneses; http://lattes.cnpq.br/4637897380055777; Pires, Adolfo Puime; https://orcid.org/0000-0003-0929-0596; http://lattes.cnpq.br/2677117019767524
Em virtude da redução das reservas mundiais de petróleo caracterizado como leve, o óleo viscoso passou a atrair pesquisas e investimentos que buscam a sua extração com mínimos prejuízos econômicos e ambientais. O principal método de recuperação suplementar (IOR) aplicado a esse tipo de petróleo é a injeção de vapor. O Aquecimento Geral Indireto - AGI (Blanket Heating) é uma técnica que utiliza a injeção de vapor através de canalizações horizontais, onde o fluido aquecido funciona como um trocador de calor, transferindo indiretamente o calor do vapor ao óleo, com objetivo de reduzir a sua viscosidade e evitando a introdução direta do vapor na formação. O emprego desse novo processo tem sido cogitado para reservatórios com profundidades entre 50 e 300 m, visto que a maioria do óleo pesado encontra-se em reservatórios de pouca profundidade. Com o objetivo de testar a aplicabilidade desse método, e compará-lo ao tradicional processo de injeção contínua de vapor, foram realizadas simulações computacionais a partir de um simulador comercial STARS (Steam, Thermal, and Advanced Processes Reservoir Simulator) da CMG (Computer Modelling Group). Este simulador abordou a eficiência do método em relação à variação nos parâmetros de reservatório, e com isso foram eleitas três formações, cujas especificações propiciaram a melhor, a pior e a mediana recuperação do óleo, analisando qual configuração dos parâmetros operacionais resultou a máxima recuperação em cada reservatório. A escolha da direção horizontal para as canalizações reflete a necessidade de manter a maior área de contato possível entre as canalizações e a reserva de óleo. Os resultados mostram que a recuperação pode ser maximizada proporcionalmente ao aumento da temperatura nas canalizações e no número de canalizações. A produção acumulada de óleo apresenta-se reduzida quando a distância entre as canalizações e os poços produtores ou entre as próprias tubulações é maior. O estudo mostrou que o AGI não produz emissões consideráveis de vapor à superfície, confirmando a redução na quantidade de água produzida. Por último, a análise através de estatísticas comprovou melhor rendimento do método AGI para reservatórios rasos, em comparação com a injeção contínua de vapor, e considerando-se vários fatores, como a produção acumulada de óleo/água.
Modelagem analítica e experimental da filtração em meios porosos
(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2008-12-12) Barros, Paulo Henrique de Lima; Santos, Adriano dos; ; ; http://lattes.cnpq.br/8602827346188623; Mata, Wilson da; ; http://buscatextual.cnpq.br/buscatextual/visualizacv.do?id=K4781404Z6; Souza, Antonio Luiz Serra de;
A filtração profunda de suspensões particuladas ocorre em muitos processos industriais e ambientais, como filtração de água e contaminação do solo. Na indústria petrolífera, a filtração profunda ocorre próximo ao poço injetor durante a injeção de água, causando redução de injetividade. Este processo também ocorre durante a perfuração de poços de petróleo, o controle da produção de areia, o descarte de água produzida em aqüíferos, etc. A captura de partículas no meio poroso pode ser causada por diferentes mecanismos físicos (exclusão pelo tamanho, forças elétricas, gravidade, etc.). Neste trabalho, um modelo estatístico para a filtração em meios porosos é proposto e soluções analíticas para as concentrações de partículas em suspensão e retidas são obtidas. O modelo, que incorpora a probabilidade de captura de partículas, foi comparado com o modelo clássico permitindo uma interpretação física dos coeficientes de filtração. As soluções analíticas encontradas para o modelo proposto foram comparadas com a modelagem clássica, mostrando que quanto maior a probabilidade de captura de partículas durante o transporte em meios porosos, maior é a discrepância entre a modelagem clássica e o modelo proposto
Otimização de vazão de poços injetores em projeto de injeção de água utilizando simulação por linhas de fluxo
(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2008-12-15) Parente, José Tupinambá Mont' Alverne; Dutra Júnior, Tarcilio Viana; ; http://buscatextual.cnpq.br/buscatextual/visualizacv.do?id=K4706483T3; ; http://lattes.cnpq.br/1648880448681761; Mata, Wilson da; ; http://buscatextual.cnpq.br/buscatextual/visualizacv.do?id=K4781404Z6; Barillas, Jennys Lourdes Meneses; ; http://lattes.cnpq.br/4637897380055777; Beraldo, Valcir Tadeu; ; http://lattes.cnpq.br/4123406289979873
Até o início da década de 90, a simulação de fluxo em reservatório de petróleo basicamente utilizava a técnica numérica de diferenças finitas. Desde então, houve um grande desenvolvimento da tecnologia de simulação com base em linhas de fluxo, de modo que hoje ela tem sido usada em vários casos e se encontra adequada para representar os diversos mecanismos físicos que influenciam o fluxo de fluidos no reservatório, tais como compressibilidade, capilaridade e segregação gravitacional. A simulação baseada em linhas de fluxo é uma ferramenta que pode ajudar bastante no gerenciamento de projetos de injeção de água, pois fornece informações importantes não disponibilizadas através da simulação tradicional de diferenças finitas e mostra, de forma direta, a influência entre poço injetor e poço produtor. Este trabalho apresenta a aplicação de uma metodologia existente na literatura para otimizar projeto de injeção de água em um reservatório pertencente a um campo de petróleo da Bacia Potiguar que possui elevado número de poços. Esta metodologia considera modificações das cotas de injeção dos poços ao longo do tempo, com base nas informações disponíveis através da simulação por linhas de fluxo. Esta metodologia reduz as vazões de injeção dos poços de menor eficiência e aumenta as vazões de injeção dos poços mais eficientes. No modelo proposto, a metodologia se mostrou eficaz. As alternativas de otimização apresentaram uma maior recuperação de óleo associada a um menor volume de injeção de água. Isto demonstra uma melhor eficiência e, consequentemente, uma redução de custos. Considerando a ampla utilização da injeção de água em campos de petróleo, o resultado positivo da modelagem é importante, porque apresenta um estudo de caso de aumento da recuperação de petróleo, alcançado simplesmente através de uma melhor distribuição das vazões de injeção de água
Aplicação de termogravimetria acoplada à espectrometria de massas para caracterização de petróleo e determinação da curva de evolução de gás sulfídrico
(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2009-02-12) Ribeiro, Marcilio Pelicano; Araújo, Antônio Souza de; ; http://lattes.cnpq.br/9770622597949866; ; http://lattes.cnpq.br/0948271484684401; Fonseca, José Luis Cardozo; ; http://buscatextual.cnpq.br/buscatextual/visualizacv.do?id=K4788562T6; Fernandes, Glauber José Turolla; ; http://lattes.cnpq.br/6067867622712912
Com as novas descobertas de petróleo e gás, a exploração de campos em várias bacias geológicas, a importação de outros óleos e o desenvolvimento de combustíveis alternativos, cada vez mais os laboratórios de pesquisa têm avaliado e caracterizado novos tipos de petróleo e derivados. Por conseqüência os investimentos em novas técnicas e equipamentos de análise para determinação na amostra das suas propriedades físico-químicas, da sua composição, de possíveis contaminantes, de especificação de produtos, entre outros, têm se multiplicado nos últimos anos, de modo que o desenvolvimento de técnicas rápidas e eficientes de caracterização é extremamente importante para um melhor aproveitamento econômico do petróleo. Com base neste contexto, este trabalho tem dois objetivos principais. O primeiro é caracterizar o petróleo através da análise termogravimétrica acoplada à espectrometria de massas (TG-MS), e correlacionar esses resultados com dados de outros tipos de caracterizações previamente informados. O segundo é utilizar a técnica para desenvolver uma metodologia para a obtenção da curva de evolução do gás sulfídrico no petróleo. Assim, quatro amostras foram analisadas por TG-MS e por espectrometria de fluorescência de raios X (FRX). Os resultados obtidos com a termogravimetria podem ser utilizados para indicar a natureza do petróleo, sua tendência à formação de coque, temperaturas de destilação e craqueamento, entre outras características. Nas curvas de evolução obtidas por espectrometria de massas se observam o comportamento dos principais constituintes do petróleo em função da temperatura, os cortes onde são volatilizadas determinadas frações e a geração do gás sulfídrico, que é comparada com a curva obtida pela Petrobrás utilizando outra metodologia
Análise de modelos geológicos utilizando percolação dinâmica
(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2009-03-19) Oliveira, Ricardo Wanderley de; Lucena, Liacir dos Santos; ; http://lattes.cnpq.br/7151949476055522; ; http://lattes.cnpq.br/3478186514418475; Freitas, Joaquim Elias de; ; http://lattes.cnpq.br/6051109030233375; Silva, Luciano Rodrigues da; ; http://buscatextual.cnpq.br/buscatextual/visualizacv.do?id=K4783310Y1; Almeida, Murilo Pereira de; ; http://lattes.cnpq.br/1769797384421103
No presente estudo foram elaborados algoritmos, utilizando conceitos da teoria da percolação, que analisam as condições de conectividade em modelos geológicos elaborados para reservatórios de petróleo. A partir de seus parâmetros petrofísicos, tais como: permeabilidade, porosidade, transmissibilidade e outros, gerados por qualquer processo estatístico, é possível conhecer qual a porção do modelo onde ocorre o maior número de células conectadas, quais são os poços que estão conectados entre si e qual o caminho mínimo entre injetores e produtores. Permitindo, assim, classificar o reservatório segundo os parâmetros petrofísicos modelados. Podendo determinar, também, qual a porcentagem do reservatório a que cada poço está conectado. De uma forma geral, as regiões conectadas e os respectivos mínimos e/ou máximos da ocorrência dos parâmetros petrofísicos estudados, constituem uma boa forma de caracterizar volumetricamente um reservatório. Os algoritmos permitem, então, otimizar o posicionamento de locações de poços oferecendo uma visão antecipada das condições gerais da conectividade de um determinado modelo. A intenção não é avaliar modelos geológicos, mas mostrar como as jazidas são interpretadas, como suas características petrofísicas se distribuem espacialmente e como as conexões entre as diversas partes do sistema são resolvidas, mostrando seus caminhos críticos e backbones . A execução desses algoritmos permite que as características relativas à conectividade do modelo sejam conhecidas mesmo antes de se iniciar o trabalho de simulação de fluxo do reservatório
Análise de DFA e de agrupamento do perfil de densidade de poços de petróleo
(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2009-04-22) Costa, Kleber Carlos de Oliveira; Fulco, Umberto Laino; ; http://lattes.cnpq.br/9579151361576173; ; http://lattes.cnpq.br/5291142891620426; Corso, Gilberto; ; http://lattes.cnpq.br/0274040885278760; Vieira, Marcela Marques; ; http://lattes.cnpq.br/0930845549110627; Barbosa Filho, Francisco Ferreira; ; http://lattes.cnpq.br/2664045440231962
Nos últimos anos, o DFA introduzido por Peng, foi estabelecido como uma importante ferramenta capaz de detectar autocorrelação de longo alcance em séries temporais com não-estacionaridade. Esta técnica vem sendo aplicado com sucesso a diversas áreas tais como: Econofisíca, Biofísica, Medicina, Física e Climatologia. No presente trabalho, utilizamos a técnica do DFA para obter o expoente de Hurst (H) do perfil elétrico de densidade (RHOB) de 53 poços provindos do Campo Escola de Namorado. Neste trabalho queremos saber se podemos, ou não, utilizar este expoente para caracterizar espacialmente o campo. Duas hipóteses surgem: Na primeira o conjunto dos H reflete a geologia local, poços com mesmo H se encontram pertos, e então se pode pensar em utilizar H em procedimentos geoestatísticos espaciais. Na segunda hipótese cada poço tem seu H, a informação dos H de cada poço está descorrelacionada e o conjunto dos perfis mostra apenas flutuações aleatórias em H que não revelam qualquer estrutura espacial. A análise de agrupamentos é um método bastante utilizado na realização de análises estatísticas. Nesta dissertação utilizamos o método de agrupamento não hierárquico chamado método do k-média. Com o objetivo de verificar se um conjunto de dados gerados pelo método do k-média, ou de forma aleatória, forma padrões espaciais, criamos o parâmetro Ω (índice de vizinhança). Altos Ω implicam em dados mais agregados, baixos Ω em dados dispersos ou sem correlação espacial. Com auxílio deste índice e do método de Monte Carlo verificamos que os dados agrupados aleatoriamente apresentam uma distribuição mais baixa de Ω do que os obtidos dos dados concretos e agrupados pelo k-média. Desta forma concluímos que os dados de H obtidos nos 53 poços estão agrupados e podem ser usados na caracterização espacial de campos. A análise de curvas de nível confirmou o resultado do k-média
Estudo paramétrico da recuperação de óleo no processo de drenagem gravitacional com injeção de CO2
(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2009-04-27) Pinto, Tommy de Almeida; Dutra Júnior, Tarcilio Viana; ; http://buscatextual.cnpq.br/buscatextual/visualizacv.do?id=K4706483T3; ; Mata, Wilson da; ; http://buscatextual.cnpq.br/buscatextual/visualizacv.do?id=K4781404Z6; Dantas Neto, Afonso Avelino; ; http://buscatextual.cnpq.br/buscatextual/visualizacv.do?id=K4783215D9; Rocha, Paulo Sérgio de Melo Vieira; ; http://lattes.cnpq.br/3605924506319698
A injeção de gás tem sido o método de recuperação mais utilizado nos Estados Unidos e o ano de 2006 marca a primeira vez em que a produção proveniente dos processos de injeção de gás superou os de injeção de vapor. No Brasil, a instalação do complexo petroquímico, no estado da Bahia, oferece oportunidades para injeção de gás na Bacia do Recôncavo. As aplicações de injeção de gás em campo foram quase sempre associadas com dificuldades operacionais e de projetos. A razão de mobilidade, que controla a varredura volumétrica, entre o gás injetado e o banco de óleo deslocado, é tipicamente desfavorável devido à baixa viscosidade do gás. Além de que a diferença entre as densidades conduz a segregação gravitacional severa dos fluidos no reservatório e consequentemente, levando a um pobre controle na varredura volumétrica. Atualmente, grande parte dos projetos de injeção de gás no mundo é do tipo WAG. Entretanto, na tentativa de resolver os problemas de mobilidade, o processo WAG causa outros problemas como o aumento na saturação de água no reservatório, incluindo a diminuição na injetividade do gás e aumento da competição no fluxo do óleo. O baixo desempenho na recuperação de óleo deste processo no campo, na ordem de 5 a 10%, é uma clara indicação destes problemas. A fim de encontrar uma alternativa eficaz para o WAG, o processo de drenagem gravitacional assistida por injeção de gás (GAGD) foi desenvolvido. O processo GAGD é projetado para tomar vantagem da força gravitacional causando assim, a segregação vertical entre o CO2 injetado e a reserva de óleo devido à diferença de densidades. Este processo consiste na colocação de poços produtores horizontais próximos a parte inferior da zona de óleo e injeção de gás através de poços verticais existentes em campo. Modelos homogêneos foram utilizados neste trabalho os quais podem ser extrapolados para aplicação comercial em campos localizados no nordeste brasileiro. As simulações foram realizadas no simulador da CMG STARS 2007.11, sendo analisados alguns parâmetros e suas interações. Os resultados mostraram que a injeção de CO2 no processo GAGD aumentou significativamente a vazão e a recuperação final de óleo
Supressão do ruído de rolamento superficial utilizando a transformada Curvelet
(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2009-05-08) Oliveira, Nisar Rocha de; Lucena, Liacir dos Santos; ; http://lattes.cnpq.br/7151949476055522; ; Leite, Francisco Edcarlos Alves; ; http://lattes.cnpq.br/3650123589671260; Freitas, Joaquim Elias de; ; http://lattes.cnpq.br/6051109030233375; Silva, Luciano Rodrigues da; ; http://buscatextual.cnpq.br/buscatextual/visualizacv.do?id=K4783310Y1
Dentre os diversos tipos de ruídos existentes nos dados sísmicos terrestres está o Ruído de Rolamento Superficial também conhecido como ground roll que é um tipo particular de ondas de Rayleigh com amplitude forte, freqüência baixa e velocidade baixa que gera um cone de grande mergulho no sismograma. O ruído de rolamento superficial contamina os sinais relevantes e pode mascarar a informação desejada, trazidas por ondas espalhadas em regiões mais profundas das camadas geológicas. Nesta dissertação será apresentada uma ferramenta que atenua o ruído de rolamento superficial baseada na transformada curvelet. A técnica consiste em decompor o sismograma em uma base de funções curvelets as quais são localizadas no tempo e na freqüência, além de incorporarem uma orientação angular. Tais características permitem a construção de um filtro curvelet que leva em consideração a localização do ruído em escalas, limiares de corte dos coeficientes curvelets e dos ângulos no sismograma. O método foi testado com dados reais e os resultados obtidos foram muito bons
DFA e análise de agrupamento aplicadas a perfis de porosidade neutrônico em poços de petróleo
(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2009-05-22) Silva, Francisco Wilton de Freitas; Fulco, Umberto Laino; ; http://lattes.cnpq.br/9579151361576173; ; http://lattes.cnpq.br/3819069676836512; Corso, Gilberto; ; http://lattes.cnpq.br/0274040885278760; Fulco, Paulo; ; http://lattes.cnpq.br/8531312845628389; Barbosa, Paulo Henrique Ribeiro; ; http://lattes.cnpq.br/1903813727934214
Peng foi o primeiro a trabalhar com a Técnica DFA (Detrended Fluctuation Analysis), uma ferramenta capaz de detectar auto-correlação de longo alcance em séries temporais com não-estacionaridade. Nesse trabalho, a técnica de DFA é utilizada para obter o expoente de Hurst (H) do perfil elétrico de Porosidade Neutrônica dos 52 poços petrolíferos Campo de Namorado, situado na Bacia de Campos – RJ. A finalidade é saber se o expoente de Hurst pode ou não ser usado para se caracterizar uma distribuição espacial dos poços. Assim, queremos verificar se os poços que apresentam valores próximos de H estão espacialmente próximos entre si. Neste trabalho foi utilizado o método de agrupamento hierárquico e o método de agrupamento não hierárquico (método do k-média). Em seguida comparamos os dois métodos para ver qual dos dois fornece o melhor resultado. A partir disso, foi criado o parâmetro (índice de vizinhança) o qual verifica se um conjunto de dados gerados pelo método kmédia, ou de forma aleatória, forma de fato padrões espaciais. Altos valores de indicam que os dados estão agregados, enquanto que baixos valores de indicam que os dados estão espalhados (sem correlação espacial). Com auxílio do método de Monte Carlo observou-se que dados agrupados aleatoriamente apresentam uma distribuição de inferior ao valor empírico. Portanto os dados empíricos de H obtidos dos 52 poços estão agrupados espacialmente. Ao cruzar os dados das curvas de nível com os resultados obtidos pelo k-média, confirmam que este é eficaz para correlacionar poços em distribuição espacial

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