CT - TCC - Engenharia de Petróleo

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A Influência do Intervalo Canhoneado na Perda de Calor Para as Camadas Adjacentes em Reservatórios Submetidos a Injeção de Vapor
(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2016-11-30) Silva Neto, Vicente; Rodrigues, Marcos; Edney Rafael Viana Pinheiro Galvão; Rodrigues, Marcos; Galvão, Edney; Silva, Daniel
A injeção de vapor é comumente usada como método de recuperação especial em reservatórios contendo óleo pesado, que apresentam alta densidade e viscosidade. Nesse contexto, uma das maiores preocupações da indústria é o custo relacionado à geração de vapor. Devido a esse custo, há uma preocupação em otimizar a quantidade de vapor a ser injetado, sendo que deve ser levado em consideração que parte desse calor é perdido para as camadas adjacentes. Esse trabalho propõe um estudo da influência da espessura do reservatório e do intervalo canhoneado na perda de calor de um reservatório de óleo pesado com características da bacia potiguar no nordeste brasileiro utilizando uma malha de ¼ de five-spot invertido. Para a realização das simulações, foi utilizado o simulador STARS da CMG Launcher Tecnologies 2013 para estudar respostas tais como, fator de recuperação de óleo, perda de calor para todas as camadas adjacentes e entalpia in place. Os resultados mostraram que quando o reservatório é canhoneado na sua base, há uma antecipação na produção de petróleo, devido a uma menor perda de calor para as rochas adjacentes.
Abandono permanente de poços petrolíferos: comparativo entre a portaria ANP n° 25/2002 e o novo regulamento do Sistema de Gerenciamento da Integridade de Poços (SGIP) publicado no DOU em 3.11.16
(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2016-12-01) Sobrinho, Nayara Nagly de Araújo; Medeiros Júnior, Flávio; Medeiros Júnior, Flávio; Lira, Gustavo Arruda Ramalho; Fonseca, Ygor Alexandre de Aquino
Uma das etapas cruciais durante o ciclo de vida de poços petrolíferos é o seu abandono, que pode ser temporário ou permanente. Em ambos os casos, o objetivo do abandono é evitar o fluxo de fluido não intencional de hidrocarbonetos para o meio ambiente, garantir a segurança humana e ambiental, além de evitar acidentes. A indústria petrolífera, dada sua dimensão e suas características inerentes, é bastante impactada pela ocorrência de incidentes e seus danos podem ser grandes em termos de perda de vidas humanas, elevados prejuízos econômicos e ambientais. Grandes acidentes já ocorridos representam marcos que devem ser observados pela indústria, a fim de se propor medidas e ações preventivas, corretivas e mitigadoras. A regulamentação deve ser capaz de acompanhar a evolução tecnológica dessa atividade. No Brasil, o órgão regulador da indústria petrolífera é a Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). Por anos, o dispositivo regulador de abandono de poços foi a Portaria ANP n° 25/2002, mas, recentemente, foi revogada por se tratar de uma regulamentação de caráter altamente prescritivo, não abordar um grande número de casos e tampouco os conceitos atuais das melhores práticas da indústria e por estar considerada como obsoleta. O Sistema de Gerenciamento de Integridade de Poços (SGIP) surge como uma proposta para suprir as lacunas regulatórias quanto ao gerenciamento da integridade de poços no Brasil e aborda todo o ciclo de vida do poço. Face a esse momento transitório quanto aos procedimentos de abandono de poços, esse trabalho visa realizar um comparativo quanto a casos específicos de abandono permanente de poços de petróleo, com base nessas duas regulamentações.
Adsorção estática do polímero FLOPAAM em rocha arenítica
(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2018-12-04) COIMBRA, Kennedy Romualdo Guedes; DUARTE, Lindemberg de Jesus Nogueira; SANTOS, Adriano dos; SANTANNA, Vanessa Cristina
Quando a energia proveniente da rocha reservatório não é suficiente para produzir petróleo naturalmente ou quando se tem um declínio da produção em reservatórios depletados faz-se necessária a utilização de processos que têm a função de intervir no reservatório, estes denominados de recuperação suplementar de petróleo, podendo ser convencional ou especial. Um dos métodos especiais empregados utiliza soluções poliméricas no poço injetor a fim de mudar a viscosidade da água de injeção e, consequentemente, melhorar o escoamento do óleo em direção ao poço produtor. As soluções poliméricas podem estar sujeitas à mecanismos de retenção, como a adsorção polimérica, em que há uma interação física ou química entre a superfície do sólido (rocha) e as moléculas de polímero. Com essa interação, o polímero da solução injetada se adere à superfície da rocha, reduzindo sua concentração na solução, assim como a viscosidade do fluido deslocante. A adsorção do polímero de poliacrilamida parcialmente hidrolisada (HPAM) na superfície da rocha foi estudada através de experimentos de adsorção estática (banho finito). Analisando os resultados obtidos conforme as isotermas de Langmuir e Freundlich e os comparando, é possível afirmar que o modelo de Freundlich foi mais favorável à adsorção, sinalizando um processo em multicamadas, onde o valor da sua constante, n, foi de 2,1295 estando dentro do intervalo de 1 a 10. A relação gráfica entre a adsorção e a concentração de equilíbrio construída com os resultados obtidos mostrou que a adsorção de polímero ocorreu de forma desfavorável, resultado esperado visto que o polímero usado FLOPAAM 3330 S é comercial e usado no campo buscando a não adsorção.
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 comparativa de integridade de poço entre o regulamento técnico SGIP e a NORSOK STANDARD D-010
(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2016) Azevedo, Matheus Medeiros de; Lira, Gustavo Arruda Ramalho; Lira, Gustavo Arruda Ramalho; Júnior, Flávio Medeiros; Cunha, Danilo de Aguilar
A integridade de poço refere-se à capacidade deste em evitar fluxo descontrolado de fluidos entre as formações ou destas para a superfície por meio de um conjunto de técnicas e equipamentos que estabeleçam barreiras de segurança, sendo muito importante no que se diz respeito à proteção da vida humana, do meio ambiente e dos ativos da união, do operador do contrato e de terceiros. Existem no mundo alguns documentos que regulam a indústria do petróleo quanto à integridade de poço, onde serão destacados neste trabalho o Regulamento Técnico do Sistema de Gerenciamento de Integridade de Poço (SGIP) e a diretriz NORSOK D-010. Apesar de tratarem do mesmo assunto e de seus objetivos finais serem iguais, estes apresentam algumas visões e definições diferentes. Este trabalho consiste em realizar uma análise comparativa e de abrangência entre o SGIP e a NORSOK D-010 durante as fases de vida de um poço, bem como dos conceitos que os documentos tratam, permitindo assim ter-se um panorama de como a integridade de poço é tratada nos dois países, possibilitando, dessa forma uma visão mais ampla a respeito do tema tratado. A diretriz apresenta um caráter prescritivo, influenciando na forma com que a empresa gerencia os seus projetos, dando maior conformidade a estes, enquanto que o SGIP deixa a critério da empresa, mediante avaliação de riscos, a forma com que o operador do contrato estabelece seu gerenciamento de integridade de poço, demonstrando um caráter mais liberal.
Análise comparativa do regulamento técnico do sistema de gestão da integridade de poço (SGIP), com os regulamentos técnicos da ANP nos temas: segurança operacional, inspeção, incidente e emergência
(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2016-11-29) Silva, George Henrique Araujo da; Lira, Gustavo Arruda Ramalho
O papel da ANP (Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustível) é regulamentar e fiscalizar os segmentos da indústria de petróleo no Brasil. Neste sentido, vários regulamentos técnicos foram criados, principalmente para fornecer diretrizes a respeito de sistemas de gerenciamento das atividades. A comparação entre os diversos regulamentos por um operador permite avaliar quais ações devem ser tomadas nas diversas áreas de uma empresa para pleno atendimento de todos os reguladores. Para a análise comparativa desse trabalho foram utilizados os seguintes regulamentos: Regulamento Técnico do Sistema de Gerenciamento da Segurança Operacional das Instalações Marítimas de Perfuração e Produção de Petróleo e Gás Natural (SGSO) instituído em 2007, Regulamento Técnico do Sistema de Gerenciamento da Integridade Estrutural das Instalações Terrestres de Produção de Petróleo e Gás Natural (RTSGI) instituído em 2010, Regulamento Técnico de Dutos Terrestres para Movimentação de Petróleo, Derivados e Gás Natural (RTDT) de 2011, Regulamento Técnico do Sistema de Gerenciamento de Segurança Operacional de Sistema Submarino (SGSS) instituído em 2015 e Regulamento Técnico do Sistema de Gerenciamento da Integridade de Poços (SGIP) instituído em 2016, para tratar dos seguintes temas: segurança operacional, inspeção, incidente e emergência. Ao final, será apresentada as diferenças entre o SGIP e os demais regulamentos, atendendo ao objetivo proposto no trabalho.
Análise da adsorção de tensoativo catiônico em rocha calcária
(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2016-12-05) Barbosa, Wesley; Santanna, Vanessa; Rodrigues, Marcos; Oliveira, Katherine
O presente cenário da indústria petrolífera offshore no Brasil está marcado por grandes descobertas como, por exemplo, o pré-sal onde se tem uma expansão das explorações no mar. Em contrapartida, traz consigo inúmeros desafios e cria oportunidades de avanços tecnológicos/científicos, pois muitas dessas descobertas são de reservatórios carbonáticos. Essa rocha apresenta um grande nível de heterogeneidade e de condição de molhabilidade peculiar na qual a rocha pode ser molhável ao óleo, dificultando a produção do petróleo e interferindo diretamente na recuperação do óleo por injeção de água. Portanto, são requeridas técnicas ultramodernas, inovadoras e estudos avançados dos problemas envolvidos para um satisfatório desenvolvimento da atividade offshore e um possível aumento da produção. Atualmente, um método de recuperação avançada de petróleo indicado para essas condições encontradas é o método químico de injeção de solução de tensoativos, que tem por objetivo inverter a molhabilidade da rocha na tentativa de tornar a mesma molhável à água. Assim, promovendo uma maior mobilidade (desprendimento) do óleo e consequentemente uma maior produção, já que ele promove uma redução na tensão interfacial entre os fluidos nos poros da rocha. Este trabalho tem como finalidade analisar a adsorção do tensoativo catiônico CTAB em rochas calcárias para uma possível aplicação como fluido de injeção para recuperação avançada de petróleo. Foram escolhidas três concentrações do tensoativo, sendo uma abaixo da c.m.c. (0,8596 g/L) e duas acima (1,2279 e 1,5964 g/L), ambas em solução aquosa de KCl a 2%.O método utilizado foi o banho finito, à 30ºC, variando-se as massas de calcário e aplicando as isotermas de adsorção Langmuir e Freundlich. A partir dos resultados, verificou-se que as soluções de CTAB, nas concentrações estudadas, não se ajustaram a nenhum dos modelos de adsorção aplicados. Logo, a aplicação de outros modelos deve ser estudada.
Análise da geometria do difusor em ejetores de superfície instalados em poços de petróleo
(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2016) Varela, Neyla Karolinne Laurentino; Duarte, Lindemberg de Jesus Nogueira; Leonardo Asfora de Oliveira; Oliveira, Leonardo Asfora de; Chagas, Kael Weingartner
Ejetores são equipamentos que operam utilizando a energia cinética de um fluido motriz gerada devido a sua alta velocidade para succionar um fluido secundário. Na profundidade de alguns poços como, por exemplo, os que utilizam métodos de elevação artificial bombeados, são colocados separadores de gás que o orientam para o anular a fim reduzir os danos que o gás pode causar. A partir daí, surge um novo problema que também pode ser derivado de uma elevada razão gás-líquido (RGL), o acúmulo de gás no anular, fazendo com que exista uma pressão adicional no anular, aumentando a pressão de fluxo do reservatório e, consequentemente, diminuindo a produção do poço. Uma maneira de reduzir esse problema é acoplar o revestimento à linha através de uma válvula de retenção. Esta válvula funciona por diferencial de pressão, permitindo apenas a passagem no sentido revestimento-linha, que ocorre quando a pressão de linha for inferior à do anular. Em uma tentativa de reduzir a pressão do anular para valores mais baixos do que a pressão de linha, poderá ser conectado um ejetor à cabeça do poço, potencializando a sua produção devido a realização da sucção do gás retido no anular que provoca a redução da pressão de revestimento. O Well Head Ejector (WHE), software desenvolvido por alunos da Univesidade Federal do Rio Grande do Norte (UFRN) para dimensionamento de ejetores petróleo-gás, auxiliou na definição da geometria a ser utilizada nas simulações do CFX para análise do melhor ângulo de inclinação do difusor e, consequentemente, seu comprimento, sem modificação do diâmetro de saída da garganta e o diâmetro de saída do difusor. Através da análise do comportamento da fração de volumétrica de gás, das linhas de fluxo e dos gráficos de pressão e velocidade ao longo do ejetor, foi concluído que o melhor comportamento foi o do difusor com menor ângulo de divergência dentre os estudados.
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.
Analise da Produção de Óleo de um Campo Multizona Submetido á Injeção de Água
(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2016-11-30) Oliveira, Géssica; Rodrigues, Marcos
Um reservatório multizona incide em um único reservatório, onde o mesmo é constituído por mais de uma camada de óleo separadas por uma camada impermeável (rocha selante). O método de recuperação a partir de diversos poços consiste na perfuração de vários poços em apenas um reservatório, onde cada poço e configurado para possuir comportamentos separados em cada zona de recuperação. Para este trabalho foi considerado um reservatório multizona composto por duas zonas de óleo separadas por uma rocha impermeável, onde o foco principal foi o estudo da melhor vazão a ser injetada no reservatório através de uma análise de sensibilidade de modo a obter o melhor fator de recuperação para ambas as zonas e consequentemente a menor produção de água acumulada. Portanto, após a prática de 27 simulações, o melhor esquema de recuperação de óleo que apresentou resultados satisfatórios foi o método de recuperação convencional através de injeção continua de água com esquema de injeções nine – spot invertido com injeção de 600 m³ de água por dia ao longo de um período de projeto de 20 anos.
Análise da recuperação de óleo de um reservatório com características do pré-sal brasileiro com injeção de água e CO2
(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2017-11-22) Ribeiro Neto, Vivaldo Rodrigues; Dutra junior, Tarcilio Viana; Jennys Lourdes Meneses Barillas
O pré-sal brasileiro é composto por grandes acumulações de óleo leve de boa qualidade, colocando o Brasil em destaque enquanto produtor de petróleo frente a grande demanda energética mundial. Os reservatórios do pré-sal são ultraprofundos, com dimensões que vão do estado do Espírito Santo até Santa Catarina. A província tem óleo com Grau API entre 28° e 30°, alto teor de CO2, alta pressão e baixas temperaturas. Com o objetivo de otimizar a produção de óleo desses reservatórios, este projeto aplicou os métodos de recuperação: injeção de água e injeção de CO2 para diferentes configurações de poços produtores e injetores. A princípio, foi realizada a modelagem do fluido e do reservatório que tem características do pré-sal brasileiro, onde a simulação foi realizada no GEM, ferramenta da CMG (Computer Modelling Group LTD) Versão 2013.1. Após as simulações foram realizadas as análises da injeção de água e CO2 separadamente para as diferentes configurações de poços. O resultado das análises mostrou que a injeção de CO2 apresentou melhor fator de recuperação em relação a injeção de água, e que entre as configurações analisadas, a configuração 4 (injetor inferior / produtor intermediário) tem a melhor distribuição de poços para o reservatório estudado.
Análise de injeção alternada de água e CO2 (WAG-CO2) em reservatórios semelhantes aos do pré-sal brasileiro
(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2017-11-24) Hermes, Bernardo; Viana Dutra Junior, Tarcilio; Jennys Lourdes Meneses Barillas; Viana Dutra Junior, Tarcilio; Lourdes Meneses Barillas, Jennys; de Lourdes Souto de Moura, Allene
A injeção alternada de água e dióxido de carbono (WAG-CO2), método de recuperação avançado de óleo, utiliza da injeção de água e gás, normalmente miscível para proporcionar um aumento na produção e no fator de recuperação do óleo. Com a descoberta dos reservatórios na camada pré-sal brasileira, reservas com grandes volumes de óleo leve (entre 28° a 30° API), com alto volume de gás e contendo alto teor de CO2 (8 - 12%), este gás ganhou destaque. Trata-se de um desafio quanto à produção sustentável, tendo em vista que se trata de um gás de efeito estufa. A presente pesquisa teve como objetivo analisar o método WAG-CO2 em comparação com a injeção de água e a injeção de CO2 miscível. A simulação para diferentes modelos foi feita através do GEM (Generalized Equation-of-State Model Compositional Reservoir Simulator) da CMG (Computer Modelling Group), na simulação computacional, inicialmente foi feita a modelagem de um fluido leve e um reservatório com características semelhantes ao do pré-sal brasileiro, em seguida foram simulados diferentes modelos de injeção modificando e ajustando parâmetros operacionais, tais como vazão de injeção, quantidade de poços e ordem de injeção. Os resultados proporcionaram uma visão ampla do comportamento deste método e sua influência sobre o fator de recuperação do óleo, que apresentou um aumento de, aproximadamente, oitenta pontos percentuais.
Análise de métodos para interpretação de testes de mini-falloff (MFO)
(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2016-11-25) MARCULINO, Cinara Franciele Gomes; Medeiros, Flávio; Medeiros, Flávio; Pereira, Mariana; Dutra Junior, Tarcilio
Os testes de MFO consistem em técnicas onde se injeta um pequeno volume de fluido para criar uma pequena fratura em um curto período de tempo, proporcionando fazer um registro de queda de pressão. Um teste de MFO é capaz de proporcionar melhores resultados que um teste isolado em uma formação onde o fluxo de fluido do reservatório para o poço é severamente restringido por dano da formação ou baixíssima permeabilidade. A abordagem metodológica utilizada para comparar os resultados da interpretação de testes de mini-falloff foi feita a partir das equações com base no modelo de filtração e no modelo de fluxo em meio poroso. A análise dos dados do teste de MFO é realizada em duas partes. A análise antes do fechamento da fratura e a análise após o fechamento da fratura. A partir dessas análises é possível obter estimativas razoáveis da tensão de fechamento e da permeabilidade da formação quando a queda da pressão for registrada durante o tempo suficiente para atingir o fluxo pseudo-radial.
Análise de parâmetros operacionais da injeção contínua de vapor adaptado ao método sagd em reservatórios de petróleo pesado no nordeste brasileiro
(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2017) Ferreira, Eduardo de Lima; Barillas, Jennys Lourdes Meneses; Barillas, Jennys Lourdes Meneses; Rocha, Mirella Lopes da; Praxedes, Tayllandya Suelly
O cenário mundial no segmento petrolífero estima uma grande reserva petrolífera a ser explora, cerca de 1,7 trilhões de barris, em 2015. No Brasil, mais especificamente, na região Nordeste, há grandes reservas de óleo pesado, a qual necessita de técnicas específicas a ser aplicada para tal extração. Esta operação além da peculiaridade técnica empregada, também há fatores do ponto de vista econômico que é preciso ser analisado. Características as quais por métodos convencionais - gases imiscíveis e injeção de água - é praticamente inviável uma recuperação promissora. Neste aspecto, a utilização do método térmico - injeção contínua de vapor adaptada para modelo de drenagem de óleo por diferencial gravitacional assistida com vapor (SAGD) - é de suma importância, pois ele possibilita uma melhor eficiência de varrido por favorecer maiores injeções de calor no reservatório, e consequentemente, permitir melhor deslocamento do óleo. Este método é muito empregado na indústria petrolífera devido a sua eficiência, pois ao injetar vapor sobre alta temperatura, este calor é transmitido ao óleo, ocasionando uma significativa diminuição de sua viscosidade, e possibilitando melhor fluxo no reservatório. O estudo foi realizado por meio da simulação numérica, utilizando o programa STAR (Steam, Thermal, and Advanced Processes Reservoir Simulator) do grupo CGM (Computer Modelling Group) - Versão 2013. Os parâmetros operacionais e técnicos utilizados são: distância entre poços, vazão de injeção de vapor, intervalo de completação, configurações de malhas.
Análise de sistemas híbridos com gás natural e energia renovável visando o fortalecimento da matriz energética potiguar
(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2021-04-23) Melo, Íris Florencio de; Duarte, Lindenberg de Jesus Nogueira; Fernandes, Wilaci Eutropio; Azevedo, Sylvester Stallone Pereira de
Os recursos gás natural, eólico e solar são responsáveis por uma representativa parcela da geração de energia elétrica no Brasil. A geração de energia através de recursos intermitentes, eólico e solar, proporciona certa insegurança, visto a irregularidade das fontes naturais. A alta penetração de fontes intermitentes, trazem alguns desafios para o sistema elétrico brasileiro. A disponibilidade, versatilidade, e as características de queima limpa do gás natural, tornam esse recurso fóssil o parceiro ideal para contrabalançar a geração renovável. A geração convencional de energia elétrica tem as suas vantagens, todavia nem sempre é possível trazer resultados que atendam efetivamente o combo: produção confiável de energia e baixo impacto ambiental. Desta forma, os sistemas híbridos trazem uma nova perspectiva para a geração de energia. A combinação de recursos em uma mesma planta, otimiza a produção visto a complementaridade da geração. O RN encontra-se no centro de discussões políticas e técnico-econômicas voltadas a expansão da produção de gás natural, e apresenta uma alta densidade de empreendimentos renováveis no estado. Diante deste cenário, analisou-se a viabilidade de um sistema híbrido no estado. O trabalho avaliou a experiência internacional e nacional no desenvolvimento de projetos híbridos a fim de investigar a aplicabilidade e resultados intrínsecos a utilização desses sistemas. O sistema híbrido proposto neste trabalho reuniu as vantagens do uso combinado do gás natural e da fonte solar na geração de eletricidade, os quais potencializarão juntos a entrega confiável de energia, fortalecendo a matriz elétrica do Rio Grande do Norte.
Análise de tempos não produtivos de sonda de perfuração terrestre em campo de petróleo no RN
(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2019-04-25) Carvalho, Danilo Araújo; Medeiros Júnior, Flávio; Lira, Gustavo Arruda Ramalho; Fonseca, Ygor Alexandre de Aquino
O custo diário de uma sonda de perfuração de poços de petróleo terrestres, a depender de sua complexidade, é da ordem de dezenas ou de centenas de milhares de reais. Um atraso na construção de um poço, devido a uma anomalia qualquer de processo, gera um desembolso que impacta negativamente o fluxo de caixa de uma companhia de petróleo. Utilizando-se de banco de dados gerados pela sonda ST8102 durante 5 anos de sua campanha de perfuração de 265 poços de petróleo no campo terrestre CT2500 em desenvolvimento, realizou-se uma análise buscando consolidar os tempos perdidos, apontar as anomalias que mais impactaram nestes tempos perdidos e propor possíveis soluções para reduzir a ocorrência de anomalias nas etapas de perfuração nos futuros poços do campo CT2500. A metodologia para análise dos dados foi realizada utilizando-se ferramentas qualitativas de análise de processo, sendo elas: o ciclo PDCA (Plan – Do – Check - Act) com ênfase na etapa de verificação e a Metodologia de Análise e Solução de Problemas (MASP) para estudar os resultados de tempos perdidos e investigar as anomalias. As principais anomalias em ordem de criticidade foram: perda de circulação de fluido de perfuração para as formações sedimentares, indisponibilidade de recursos e falhas de equipamentos. Recomenda-se que ações para bloqueio destes fenômenos sejam prioritariamente executadas nesta ordem.
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 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.

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