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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 eficiência térmica na injeção de vapor em reservatórios de óleo pesado
(2015-12-04) Gurgel, Antonio Robson; Dutra Junior, Tarcilio Viana; ; ; Lins Junior, Abel Gomes; ; Galvao, Edney Rafael Viana Pinheiro; ; Souza Júnior, José Cleodon de; ; Rodrigues, Marcos Allyson Felipe; ; Mata, Wilson da;
Nos métodos térmicos de recuperação de petróleo, o calor transferido para a rocha-reservatório pode ser proveniente da injeção de fluidos quentes (água quente ou vapor), por meio da combustão in situ ou de aquecimento eletromagnético. Do ponto de vista energético, apenas uma fração do calor injetado irá aquecer efetivamente o meio poroso e assim auxiliar no aumento do fator de recuperação final do óleo, pois parte desse calor se perde nas linhas de injeção, formações adjacentes à zona produtora e nos poços injetores e produtores. Uma das formas de se medir a quantidade de calor presente no meio poroso é através da eficiência térmica, que pode ser definida como a razão entre o calor remanescente do reservatório e o calor líquido injetado. A análise desta variável pode auxiliar no gerenciamento da quantidade de energia necessária e que está sendo gasta para recuperação de óleo. Para a realização deste estudo, foi desenvolvido um modelo numérico, semissintético, em um sistema cartesiano de malhas, com um padrão de ¼ de five spot invertido, utilizando o programa STARS (Steam, Thermal, and Advanced Processes Reservoir Simulator), do grupo CMG (Computer Modelling Group Ltd.). Os parâmetros de reservatórios e operacionais analisados neste estudo foram a espessura da zona produtora de óleo, a condutividade térmica da rocha e a capacidade calorífica das formações adjacentes (topo e base), a vazão de injeção de vapor, o título e a completação dos poços injetores e produtores. Já as variáveis avaliadas foram a eficiência térmica, o fator de recuperação e o valor presente líquido, durante o período de 15 anos. A formação portadora de hidrocarbonetos possui características de rocha-reservatório similares às encontradas no Nordeste Brasileiro, mais especificamente da Bacia Potiguar, contendo óleo de alta viscosidade. A partir dos resultados obtidos nas simulações numéricas, verificou-se que o comportamento da eficiência térmica foi fortemente dependente das espessuras da zona produtora, da condutividade térmica e capacidade calorífica das formações adjacentes, das taxas de injeção de vapor, do título e da completação dos poços. Em relação à espessura, maiores valores deste parâmetro melhoraram a fração de calor remanescente do óleo. Por outro lado, o incremento no título do vapor e na vazão de injeção favoreceram o aumento da eficiência térmica apenas antes da ocorrência da erupção de calor no poço produtor, mas passaram a reduzir a eficiência térmica após o referido evento. Isto não havia sido predito nos modelos clássicos encontrados na literatura.
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 velocidade de dados sísmicos com shell scripts e a interface BotoSeis
(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2017) Varela, Heloizy de Carvalho Figueiredo; Callapino, German Garabito; Callapino, German Garabito; Barillas, Jennys Lourdes Meneses; Rodrigues, Marcos Allyson Felipe
Este trabalho apresenta um passo a passo de como realizar o processo de análise de velocidades no pacote Seismic Unix utilizando o shell script IVA e a interface BotoSeis, a partir do processamento de uma linha sísmica terrestre da Bacia do Tacutu. Este estudo tem como objetivo principal comparar ambas as ferramentas de análise de velocidades e mostrar como essa análise influência nas outras etapas do processamento, proporcionando ao usuário uma análise de qual ferramenta pode ser utilizada na prática. Além disso, esta pesquisa aponta as dificuldades atreladas aos dois métodos empregados; através da aplicação em dados reais com baixa qualidade e baixa cobertura, demonstrou-se que a ferramenta BotoVelan apresenta maior praticidade e eficiência e, como consequência, obtém melhores resultados da análise de velocidade e na construção da imagem através do processo de migração sísmica.
Análise de viabilidade de injeção de fluidos alternativos ao vapor em reservatórios de óleo pesado
(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2012-09-03) Rodrigues, Marcos Allyson Felipe; Mata, Wilson da; ; http://buscatextual.cnpq.br/buscatextual/visualizacv.do?id=K4781404Z6; ; http://lattes.cnpq.br/5453593230706116; Lins Júnior, Abel Gomes; ; http://lattes.cnpq.br/1051102659037756; Lima, Antônio Gilson Barbosa de; ; http://lattes.cnpq.br/4527387699298544; Barillas, Jennys Lourdes Meneses; ; http://lattes.cnpq.br/4637897380055777
Muitas das reservas de hidrocarbonetos existentes em todo o mundo são formadas por óleos pesados (°API entre 10 e 20). Além disso, vários campos de óleo pesado estão maduros e, portanto, oferecem grandes desafios para a indústria do petróleo. Entre os métodos térmicos utilizados para recuperar estes recursos, a injeção de vapor tem sido a principal alternativa economicamente viável. O calor latente transportado por meio de vapor aquece o reservatório, reduzindo a viscosidade do óleo, facilitando a produção. A fim de aumentar a recuperação de óleo e reduzir os custos inerentes à injeção de vapor, a injeção de fluidos alternativos tem sido utilizado em combinação com o vapor das seguintes formas: alternadamente, coinjetados e após a interrupção da injeção de vapor. O objetivo principal destes sistemas de injeção combinada é reduzir a quantidade de calor fornecida ao reservatório utilizando fluidos de menor valor comercial, buscando manter os níveis de produção de óleo. Este trabalho analisa o uso do dióxido de carbono, nitrogênio, metano e água como fluido alternativo ao vapor. Os parâmetros analisados foram a recuperação de óleo e a produção acumulada líquida. O modelo de reservatório analisado corresponde a um reservatório de dimensões 100 m x 100 m x 28 m, num sistema de coordenadas cartesianas ( direções x, y e z). É um modelo semissintético com alguns dados de reservatório semelhantes aos encontrados na Bacia Potiguar, Brasil. Todos os casos estudados foram simulados utilizando o simulador STARS da CMG (Computer Group, Modelagem versão 2009.10). Verificou-se que a injeção de água após a interrupção de injeção de vapor alcançou melhores resultados em termos de produção acumulada líquida de óleo em relação a injeção de outros fluidos. Além disso, foi observado que o vapor e os fluidos alternativos, coinjetados e alternados, não apresentou aumento na rentabilidade do projeto em comparação com a injeção contínua de vapor
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 do comportamento de fases (PVT): uma abordagem teórica e cuidados no procedimento experimental
(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2017-06-21) Almeida, Matheus Neves de; Rodrigues, Marcos Allyson Felipe; Edney, Rafael Viana Pinheiro Galvão; Daniel , Nobre Nunes da Silva
Desde meados de 2014, a indústria do petróleo vem tomando novas formas e caminhos, tal fato decorre dos destaques referentes à queda do preço do barril do petróleo do tipo brent, cujo valor chegou a US$ 26/barril, em 2016, o menor patamar dos últimos 13 anos, fator que ocasionou uma profunda crise no setor. Diante dessa dinâmica, vê-se a necessidade das companhias produtoras de petróleo compreender cada vez mais o comportamento do reservatório, objetivando melhorar o desenvolvimento da sua produção. Uma análise laboratorial realizada entre a relação Pressão-Volume-Temperatura (PVT), é de vital importância para o levantamento dos dados, pois possibilita melhor compreender o comportamento das fases durante o fluxo dos fluidos do reservatório até a refinaria. Com o propósito de melhor abordar o tema, este trabalho utilizou-se de métodos que permitissem obter uma amostra representativa do fluido a ser analisado, valendo–se de procedimentos e equações precisas utilizadas na análise PVT laboratorial. O trabalho foi produzido com base em uma vasta contribuição bibliográfica dos mais variados autores, bem como em estudos focados a alcançar dados cada vez mais exatos. Esta pesquisa também objetiva fornecer ao laboratório PVT do curso de Engenharia de Petróleo da UFRN uma orientação para o desenvolvimento de análises precisas e com dados mais consistentes. Com isso, pode-se obter um trabalho que oferece as melhores metodologias, diretrizes e equações para prover a maior confiabilidade em importantes propriedades físicas do óleo e do gás fundamentais para o estudo da simulação do reservatório, riscos da exploração, estimativa de reservas, garantia de uma correta configuração dos equipamentos instalados na superfície e fornecimento de um embasamento efetivo para as tomadas de decisões no gerenciamento do reservatório.
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 de métodos de injeção de microemulsão na recuperação avançada de petróleo
(2017-10-11) Souza, Tamyris Thaise Costa de; Dantas, Tereza Neuma de Castro; Dantas Neto, Afonso Avelino; http://lattes.cnpq.br/2174051551046465; http://lattes.cnpq.br/0676872399141537; http://lattes.cnpq.br/4128199111121827; Gurgel, Antonio Robson; http://lattes.cnpq.br/3757236425411868; Rodrigues, Marcos Allyson Felipe; https://orcid.org/0000-0002-8936-5705; http://lattes.cnpq.br/5453593230706116; Vale, Tulio Yterbio Fernandes; http://lattes.cnpq.br/4911813695252136; Santanna, Vanessa Cristina; http://lattes.cnpq.br/9445575768909084
Métodos de recuperação avançada de petróleo são utilizados com o objetivo de aumentar a produtividade de reservatórios nos quais, os métodos convencionais são pouco eficientes, ou mesmo como alternativa inicial para produção. Dentre esses métodos, existem os métodos térmicos, miscíveis e químicos. A utilização dos métodos químicos de recuperação avançada atua na alteração de propriedades físico-química rocha/fluido, diminuindo a saturação residual de óleo e aumentando o deslocamento de óleo no meio poroso. A injeção de fluidos químicos, como solução de polímero, solução de tensoativo e microemulsão, busca aumentar a viscosidade de fluido injetado, diminuir a tensão interfacial e aumentar a miscibilidade entre o fluido injetado e o óleo retido. Estudos nessa área mostram que fluidos químicos são considerados uma alternativa eficaz na produção de petróleo após a utilização de água ou gás como fluido de injeção. Neste trabalho foi avaliado a utilização de fluidos químicos (solução de tensoativo e microemulsão) na recuperação avançada de petróleo (EOR) com a Ultramina NP200 como tensoativo. Os sistemas microemulsionados foram compostos por: Ultramina NP200; n-Butanol; querosene e água de abastecimento local. Os sistemas microemulsionados (SM) foram caracterizados por medidas de diâmetro de partícula, tensão superficial, tensão interfacial e viscosidade. Nos testes de EOR, avaliou-se a influência da concentração de tensoativo injetado e a forma como a tensão superficial, interfacial e a viscosidade influenciam na recuperação de óleo cru (29º API). A utilização de solução de Ultramina NP200 conseguiu aumentar a capacidade de deslocamento de petróleo em relação a injeção de salmoura. Porém, a solução de tensoativo, apesar da alta concentração (25% m/m), obteve fator de recuperação inferior quando comparado a microemulsão, mesmo quando a concentração de matéria ativa é baixa (1,0% - m/m). O fator de recuperação aumentou com o aumento da concentração de tensoativo na microemulsão, porém esse crescimento foi significativo para a injeção de SM com até 6% (m/m) de tensoativo. Observou-se também que é possível alcançar resultados satisfatórios de recuperação injetando menores quantidades microemulsão, seguida de injeção de salmoura. A utilização do sistema microemulsionado com 6% tensoativo (SM4) com vazão de 0,5 mL/min, chegou a recuperação do óleo in place de 24,1% (%OOIPA) e recuperação total de 77,2% (%OOIPT). Na avaliação econômica, foi observado que a utilização de pequenos volumes de microemulsão, com maior concentração de tensoativo, pode resultar em um projeto mais viável, mediante análise do preço do barril de petróleo. No cenário atual (50 USD/bbl) é possível alcançar uma taxa interna de retorno (TIR) de 27% por injeção e 0,5Vp de SM3 e 2,5Vp de salmoura.
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.
Aplicação da energia eólica para suprimento de energia nas unidades de bombeio de elevação artificial
(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2016-11-29) Roseno, Igor Bezerra; Rodrigues, Marcos Allyson Felipe; Wilson da Mata
O mundo não vive mais sem energia, e esse crescimento de consumo e demanda é muito elevado não só em nível econômico. E neste contexto, o Brasil possui um potencial em grande escala com relação a produção energética não explorada ou investida sob diversas fontes, entre elas as mais conhecidas são a solar, biomassa, eólica e hídrica, esta última corresponde a mais de dois terços da geração elétrica do país. Com o passar dos anos, vem crescendo significativamente os incentivos e instalações da energia eólica em nosso país, e especialmente no estado do Rio Grande do Norte. Somos privilegiados em nossa região para a instalação desse tipo de energia, já que apresenta um vento forte e constante durante todo o ano, locais serranos onde possui o melhor índice de ventos do Brasil, é uma fonte de energia limpa e sem preocupação de esgotamento durante os anos, também serão favorecidos os habitantes e cidades onde receberão os parques, gerando oportunidade e desenvolvimento. Pretende-se neste estudo analisar alguns valores energéticos de métodos de elevação de petróleo e da energia eólica, percebendo a importância da geração e do consumo de energia para com a indústria petrolífera, haja vista que as plataformas, equipamentos e tudo que envolve esta área são de grande porte. Analisar a possibilidade de a energia eólica contribuir de alguma forma para com a indústria petrolífera.
Aplicação de Concentradores Solares para o aquecimento da água no processo de geração de vapor para injeção em poços petrolíferos
(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2017-11) Cabral, Yago Ramon Gouveia; Maitelli, Carla Wilza Souza de Paula; Marcos Allyson Felipe Rodrigues; Rodrigues, Marcos Allyson Felipe; Silva, Daniel Nobre Nunes da
O sol é a principal matriz energética do planeta, sendo direta ou indiretamente responsável por todas as outras fontes de energia que são utilizadas pelo ser humano. Na indústria do petróleo, especificamente na recuperação avançada do óleo com a injeção de vapor, pouco se ouve falar do uso de sistemas que utilizam energias renováveis como alternativa para baratear o processo de produção, principalmente pela alta demanda energética associada aos processos de aquecimento de fluidos para geração de vapor. Este trabalho tem por objetivo apresentar diferentes tipos de coletores e concentradores solares que possam se adequar às temperaturas e aos volumes de injeção dos reservatórios com características do nordeste brasileiro. Pelas razões acima expostas, comparando resultados de projetos realizados em outras regiões do mundo com uma possível aplicação na bacia potiguar, foi possível concluir que os concentradores cilíndricos-parabólicos e as torres solares apresentam potencial volumétrico e energético para substituir parcialmente o uso de caldeiras na produção de vapor
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 de sistemas microemulsionados como colchão lavador para remoção do reboco de fluido de perfuração não aquoso
(2019-07-26) Silva, Valdic Luiz da; Wanderley Neto, Alcides de Oliveira; Santos, Luciene da Silva; ; ; ; Fonseca, José Luís Cardozo; ; Freitas, Júlio Cézar de Oliveira; ; Rodrigues, Marcos Allyson Felipe; ; Curbelo, Fabíola Dias da Silva; ; Oliveira, Monica Rodrigues de;
Na perfuração de poços para extração de petróleo, são utilizados fluidos de perfuração com finalidades específicas, dentre as quais a formação de uma película fina de baixa permeabilidade (reboco) nas paredes do poço. Porém, a remoção do reboco é necessária para que a cimentação entre a formação rochosa e o revestimento seja eficiente. Por isso, nesse processo são utilizados fluidos de lavagens denominados de colchões lavadores, que têm por finalidade remover o reboco formado pelo fluido de perfuração. O uso de sistemas microemulsionados como colchão lavador tem se destacado, principalmente, por remover os fluidos de perfuração não aquosos e promover a inversão da molhabilidade da formação. Nesse contexto, esse trabalho desenvolveu e caracterizou sistemas microemulsionados a partir de diagramas pseudoternários formulados com tensoativos catiônico (DAC) e aniônico (SDS) para utilização como colchão lavador (fluido de limpeza) na remoção do reboco, que fosse compatível com o fluido de perfuração e com superfícies da formação molháveis à água e à pasta de cimento. Os sistemas microemulsionados formulados foram caracterizados através do estudo de: ensaios de eficiência de remoção do reboco, reutilização de sistemas eficientes de remoção de reboco, medidas de tensão superficial, diâmetro de gotículas, estabilidade térmica (curvas termogravimétricas T/G e DTG) e molhabilidade, enquanto as misturas entre o colchão lavador e a pasta de cimento foram caracterizados por: reologia, compatibilidade dos fluidos e resistência à compressão (UCA). O fluido de limpeza DAC-16 com formulação de 11,6% C / T, 2,4% FO e 86% FA, removeu 100% do reboco e a rocha passou a ser molhável à água com ângulo de contato de 6°em 60 segundos, sendo o colchão lavador compatível com a pasta de cimento, e a resistência à compressão da pasta de cimento contaminada com colchão lavador de 15 MPa, satisfatória para operações de cimentação. O fluido de limpeza SDS ponto F, de composição 30% C/T, 10% FO e 60% FA, removeu 100% de reboco, obtendo molhabilidade com ângulo de contato de 5° em 24 segundos e compatibilidade com a pasta de cimento e resistência à compressão de 10,44 MPa.
Avaliação crítica de cenários de abandono de poços petrolíferos onshore do nordeste brasileiro
(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2021-04-29) Braga, Igor Pires de Melo; Freitas, Júlio Cézar de Oliveira; https://orcid.org/0000-0003-1324-9705; http://lattes.cnpq.br/2357217530716519; http://lattes.cnpq.br/4640735709137459; Martinelli, Antonio Eduardo; https://orcid.org/0000-0003-3885-9104; http://lattes.cnpq.br/0022988322449627; Rodrigues, Marcos Allyson Felipe; https://orcid.org/0000-0002-8936-5705; http://lattes.cnpq.br/5453593230706116; Aum, Pedro Tupã Pandava
A produção de óleo e gás no Brasil remonta ao final do século XIX, com produção comercial sistemática a partir da segunda metade do século XX, sobretudo com a criação da Petrobras. Assim, milhares de poços de petróleo foram perfurados a partir dos anos 1950. Consequência disso é que esses poços têm muitos acima de 50 anos, podendo chegar a 70 anos, resultando poços com problemas de integridade mecânica e hidráulica. Nesse âmbito, o nordeste brasileiro possui milhares de poços de óleo e gás fechados, improdutivos seja por baixa produção, problemas de manutenção, decisão dos concessionários. Muitos estão fechados sem qualquer adaptação às recentes normas de abandono temporários do SGIP (Sistema de Gestão de Integridade de Poços) trazido pelo Regulamento ANP 46/2016, RANP-46/2016 como tem ocorrido nos principais campos do Nordeste brasileiro. A resolução 46 de 2016 da ANP passa a regulamentar os procedimentos para estabelecimento e implementação de um Sistema de Gerenciamento de Integridade de Poços (SGIP), passa a existir novo regramento que baliza a maneira de como se abandona um poço de óleo e gás, buscando sempre o norte da estanqueidade, visando acima de tudo segurança às pessoas e respeito ao meio ambiente. Assim, os fluxos de hidrocarbonetos não desejados para a superfície ou entre zonas (formações) distintas gerarão forte responsabilização, no presente, para os concessionários, já que passam a vigorar modernas regulações baseadas em duplos conjuntos solidários de barreiras (CSBs) que visam tornar o poço tão ou mais íntegro que as (os) formações/reservatórios virgens. Com base no exposto, esse trabalho tem como objetivo principal apresentar um diagnóstico do nível de risco de integridade atual que milhares de poços do norte-nordeste podem representar para o ambiente terrestre, de acordo com método dado pelo Instituto Brasileiro de Petróleo - IBP, caracterizando as ações que são necessárias para deixá-los conformes em termos de abandonos. Para tal, esse trabalho apresenta os recentes regramentos para abandonos onshore no Brasil, advindos também das melhores práticas internacionais no assunto. Faz-se um paralelo entre os antigos decretos ANP de 1997 e 2002, analisando-se as principais mudanças nas formas de conceber as intervenções de abandono, refletindo na profissionalização das práticas, disciplina operacional, segurança, e principalmente a busca pela economicidade. O dispêndio de tempo e de custo para se abandonar um poço em que se buscou a integridade mecânica ao longo de todo o ciclo de vida é consideravelmente menor.
Avaliação da influência da vazão de injeção de sistemas microemulsionados na recuperação avançada de petróleo aplicada a reservatórios areníticos
(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2018-12-03) França, Alef Amiel de Moraes; Rodrigues, Marcos Allyson Felipe; Tereza Neuma de Castro Dantas; Dantas Neto, Afonso Avelino
É fato que o petróleo é uma fonte de energia muito explorada, representando ainda 50% da matriz energética mundial, desta forma é grande a procura por hidrocarbonetos em reservatórios a centenas de metros abaixo da superfície para sua devida exploração. Entretanto, os reservatórios possuem baixo fator de recuperação, retendo boa parte do óleo, levando as empresas a investirem em metodologias que atuem na manutenção da energia do reservatório e que influenciem diretamente nas propriedades do óleo de se deslocar para o poço produtor, aumentando assim, o fator de recuperação. Os métodos químicos é uma das metodologias mais utilizadas na recuperação avançada com o objetivo de injetar fluido, como por exemplo, polímeros, tensoativos ou microemulsões na rocha reservatório. Cada componente interage de forma diferente com o petróleo ou com a rocha, sendo no aumento da eficiência de varrido a partir do aumento da viscosidade ou na redução da interação óleo e rocha (tensão interfacial), aumentando assim o deslocamento de óleo. Os sistemas microemulsionados são muito eficientes na indústria do petróleo, não só por diminuir as tensões interfaciais, mas também por diminuir os caminhos preferenciais. Desta forma, o presente trabalho consiste do desenvolvimento e aplicação de um sistema microemulsionado na recuperação avançada, composto por Ultramina Np 200 como tensoativo (T), n-Butanol como cotensoativo (C), querosene como fase oleosa (FO) e água de abastecimento local como fase aquosa (FA). A aplicação dos fluidos na etapa de EOR, foi observado que o aumento da vazão de injeção bem como a complexidade do fluido injetado aumenta a taxa de produção de petróleo proporcionando uma produção maior de óleo antecipadamente, garantindo a viabilidade deste método de recuperação avançada.
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).
Avaliação geomecânica preliminar de rochas para armazenamento geológico de carbono
(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2025-07-10) Silva, Kalianne Maria das Victória Ezequial da; Santos Júnior, Olavo Francisco dos; Rodrigues, Marcos Allyson Felipe; Ingunza, Maria Del Pilar Durante; Hollanda, Luana Rabelo
Diante do avanço do aquecimento global, a tecnologia de captura e armazenamento geológico de carbono (CCS) tem se destacado como uma solução para mitigar emissões e até mesmo remover carbono da atmosfera. Projetos de engenharia como esse alteram o estado de tensão natural das rochas em subsuperfície, podendo comprometer a integridade da estrutura, algo fundamental para projetos de CCS visando garantir o aprisionamento permanente do gás. Nesse sentido é preciso investigar as rochas relacionadas a cada caso bem como em diferentes etapas, antes, durante a após o exercício da atividade. Tais investigações são preferivelmente empíricas através de medições in situ ou laboratoriais, sendo fundamental caracterizar a matriz rochosa sob os diversos aspectos que possam influenciar o seu comportamento mecânico. Logo o presente trabalho teve como objetivo avaliar do ponto de vista da geomecânica rochas oriundas de afloramentos no Nordeste Brasileiro e rochas adquiridas coletadas em afloramentos nos EUA de forma preliminar, ou seja, em seu estado original antes do desenvolvimento da atividade. Dessa forma, foram realizados ensaios de medição de porosidade e permeabilidade e ensaios de rompimento de compressão simples e tração indireta. E a partir dos parâmetros obtidos, e análise desenvolvida, concluiu-se que dois arenitos que apresentaram as melhores capacidades de armazenamento demonstraram um desempenho mecânico insuficiente. Enquanto um arenito do Nordeste brasileiro e um arenito dos EUA apresenta um equilíbrio melhor com boa capacidade de armazenamento e resistência mediana. Por fim, foi analisado também um diabásio, o qual apresentou ótimo desempenho mecânico combinando a porosidade e permeabilidade mínimas, evidenciado sua possível aplicação como rocha selante.
Caracterização de unidades de fluxo multi-escala em reservatórios fluviais: o exemplo do campo de Alto Rodrigues - Bacia Potiguar, Brasil
(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2022-06-24) Sena, Ewerton Soares de; Nascimento, Aderson Farias do; https://orcid.org/0000-0002-3961-5884; http://lattes.cnpq.br/8600906973888297; http://lattes.cnpq.br/8173169280831832; Antunes, Alex Francisco; https://orcid.org/0000-0002-3292-4190; http://lattes.cnpq.br/1519973126832391; Rodrigues, Marcos Allyson Felipe; Lupinacci, Wagner Moreira
O plano de desinvestimento de campos maduros da Petrobras criou um novo cenário da exploração e produção de petróleo nas bacias sedimentares onshore e em águas rasas no Brasil. Diversas empresas de pequeno e médio porte estão adquirindo esses campos com o desafio de implementar projetos que aumentem a produção e o fator de recuperação dessas acumulações. Os campos maduros, em geral, têm mais de 30 anos de produção e possuem dezenas ou até centenas de poços produtores, com uma imensa quantidade de dados de rocha, fluido e dados de produção associados. Portanto, estudos de integração de dados para gerar conhecimento sobre os reservatórios produtores são mandatórios, para que novos projetos de desenvolvimento da produção possam ser implantados, visando maximizar o retorno do capital investido na revitalização desses campos. Neste contexto, esse estudo apresenta uma metodologia de integração de dados geológicos/geofísicos, petrográficos/diagenéticos e petrofísicos para individualizar rochas com diferentes capacidades de fluxo, que são produtoras de óleo pesado em reservatórios fluviais no campo de Alto do Rodrigues (ARG) na Bacia Potiguar. O trabalho contou com informações de mais de 800 poços, dos quais 19 deles possuem dados de rocha e análises de petrofisica convencional e especial, sendo que 7 poços forneceram a maior parte dos dados utilizados em função das maiores espessuras de testemunhos recuperados. A implementação de uma abordagem multi-escala permitiu o entendimento dos aspectos geológicos que influenciam a capacidade de produção do reservatório. Na escala micro, por exemplo, através do estudo de lâminas delgadas foi possível identificar e reconhecer minerais argilosos e processos diagenéticos que ocorrem obstruindo ou alargando as gargantas de poros e que, consequentemente, afetam a permeabilidade e produtividade dessas rochas. Na escala meso, o estudo dos testemunhos em diferentes porções do campo permitiu caracterizar os sistemas deposicionais que ocorrem na área, bem como, identificar alguns fatores que influenciam na entrada do óleo no reservatório, como por exemplo, a influência do aspecto textural das rochas. Por último, na escala macro, através da correlação rocha-perfil foi possível distribuir as unidades de fluxo definidas para os demais poços não testemunhados, permitindo assim a construção de seções e mapas de petrofácies com significado geológico e dinâmico. Nessa última escala, é possível visualizar a geometria externa dos depósitos sedimentares e suas heterogeneidades, cujo entendimento influencia diretamente no planejamento e desenvolvimento de uma acumulação. A partir da quantificação das unidades de fluxos em poços e sua comparação com dados de produção foi possível criar um índice de qualidade de reservatório (IQR) que apresenta boa correlação com dados de produtividade dos poços, tanto a frio quanto pós injeção de vapor. Foi construído um mapa de IQR para a principal zona produtora do campo de ARG, o que permitiu identificar não só as áreas de ocorrência das melhores fácies reservatório e de produção, como também, avaliar a malha de injeção do campo por indicar quais são as principais direções de respostas dos poços produtores a injeção de vapor a partir dos poços injetores.

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