Edição 349 • 2013


Uso de métodos combinados para otimização da produção de reservatórios de petróleo
 
Leonardo Correia de Oliveira, Silvana Maria Bastos Afonso e Bernardo Horowitz - Departamento de Engenharia Civil, Universidade Federal de Pernambuco


Resumo

A simulação de reservatório é usada extensivamente para identifi car as oportunidades de aumento da produção de óleo nos reservatórios. O gerenciamento do campo pode ser conduzido automaticamente através do emprego das ferramentas de otimização onde as vazões dos poços produtores e injetores são determinadas atendendo as restrições impostas. Usualmente o período de concessão é subdividido em um número de ciclos de controle, cujas durações são pré-determinadas e as vazões são obtidas. Para a solução do problema proposto é utilizada uma estratégia híbrida, na qual é considerada a combinação de métodos de otimização locais e globais com o intuito de explorar as melhores características de cada metodologia em diferentes estágios do processo de forma efi caz. Quando se considera o método híbrido, se deseja um equilíbrio entre um processo de busca global e as precisões e efi ciência de um processo de busca local. É característico de um problema que envolve a simulação de reservatório de petróleo, o alto custo computacional devido à simulação numérica exigida. Como resposta a este inconveniente, a utilização de métodos aproximados objetivando a construção de metamodelos (modelos substitutos) é aqui empregada. Aqui será utilizada a técnica de ajuste de superfícies por krigagem. As simulações numéricas nos pontos amostrais necessárias para a construção do metamodelo são conduzidas pelo simulador comercial IMEX (Implicit-Explicit Black Oil Simulator).







Os recursos não convencionais e a nova geopolítica do O&G (Shale gás – uma perspectiva para o futuro)
 
Marcelo Simas
Economista - Petrobras

Thiago Carelli
Professor auxiliar do Dept. de Geologia da UFRJ


Resumo

Dois recursos não convencionais darão o tom do mercado global de óleo e gás nos próximos anos: o Pré-sal no Brasil e o Shale gas nos EUA. Embora a produção de hidrocarbonetos em reservatórios carbonáticos seja extremamente comum ao redor do mundo, os reservatórios do intervalo Pré-sal são caracterizados como “não convencionais”, devido sua natureza (carbonatos de origem microbial), a falta de um entendimento sobre o modelo deposicional e distribuição de fácies sedimentares (variações texturais e/ou composicionais) com diferentes características que infl uenciam em parâmetros como a porosidade e permeabilidade. Neste cenário, que papel o Brasil terá neste novo cenário nos próximos anos? E quanto às recentes descobertas do Shale gas e do Shale oil nos EUA que tem provocado uma verdadeira revolução na geopolítica do O&G, até recentemente subestimada mesmo pelas próprias autoridades americanas? As consequências deste novo cenário ainda não estão claras no horizonte, mas nos permitem vislumbrar alguns importantes desdobramentos.







Análise de compatibilidade de elastômeros e desempenho do BCP aplicado a campos maduros
 
Cindi A. Santos, Luiz Carlos L. Santos
Departamento de Ciência e Tecnologia dos Materiais, Universidade Federal da Bahia

Lindemberg de Jesus N. Duarte
Departamento de Engenharia de Petróleo, Universidade Federal do Rio Grande do Norte


Resumo

Um dos equipamentos de maior importância no bombeio de cavidades progressivas (BCP) é a bomba de subsuperfície, a qual é composta por um rotor e um estator revestido internamente por um elastômero. Os fl uidos e os sólidos manejados pela bomba de fundo, bem como as altas temperaturas provocam desgastes prematuros nos elastômeros, os principais são: inchamento, contração, abrandamento, endurecimento e a descompressão explosiva. Neste sentido, o objetivo principal deste trabalho é apresentar o estudo realizado em poços de petróleo de um campo maduro que tiveram a escolha do elastômero baseada em testes de compatibilidade realizados por uma empresa petrolífera. Foram analisados os problemas que ocorreram nos poços, verifi cando também se a escolha do elastômero infl uenciou na falha do sistema. Para tanto, foram utilizados os relatórios de intervenções, os testes de efi ciência e os relatórios de análise de falha. Ao término do estudo, foi possível diagnosticar as causas, consequências e soluções inerentes aos problemas ocorridos em diversos poços de petróleo de um campo que se encontra em fase avançada de recuperação, apresentando BSW de até 95%. Finalmente, foi possível concluir que mudanças simples no processo da análise de compatibilidade ajudariam a aumentar o nível de confi abilidade dos testes, principalmente os problemas decorridos com a operação do BCP em ambientes hostis.







Gerenciamento da rotina adicionando valor em campos marginais
 
Silas Oliveira
Gerente de Produção - Petroreconcavo S.A


Resumo

Uma visão bem comunicada, papel intrínseco do líder, leva organizações a alcançar excelentes resultados. Leonardo Sweet em um dos seus livros revela uma frase muito interessante: “Não são as pessoas que estão certas que mudam o mundo, e sim as que conseguem comunicar aos outros aquilo que defi nem como certo”. Nesse caso o líder é responsável em comunicar de forma clara a visão da empresa e integrar a equipe no sentido da maior produtividade. Nesse contexto faz-se necessário um gerenciamento da rotina de forma organizada e disciplinada. Em especial na gestão de campos maduros onde as variáveis operacionais devem ter muita fi delidade nos seus valores, os quais impactam diretamente o tempo médio entre falhas de poços de óleo e gás, infl uenciando diretamente nos custos operacionais e otimização da produção. A aplicação dessa metodologia está diretamente relacionada à integração de times multidisciplinares nas análises de falhas, redirecionamento e cumprimento de procedimentos e rotinas operacionais. Nessa linha de pensamento todos os níveis precisam ter metas bem descritas, desafi adoras e acompanhadas.







Condicionamento técnico em poços do pré-sal: uma análise técnica das atividades do prospecto de carioca, bloco BM-S-09
 
A. Nascimento MSc, Engenharia de Petróleo

L. A. H. Nogueira PhD, Engenharia Mecânica - Universidade Federal de Itajubá

J. L. Gonçalves MSc, Engenharia de Materiais - Universidade Federal de Itajubá

P. D. Antunes MSc, Engenharia de Materiais - Universidade Federal de Itajubá


Resumo

A indústria de petróleo e gás vem se aprimorando cada vez mais em exploração de áreas cada vez mais profundas e complexas como também na presença de camadas de sal. Alguns anos atrás, muito foi dito no campo da exploração sobre as complexidades relacionadas com as atividades do pré-sal. Considerando o cenário para 2030, espera-se um aumento na demanda mundial de petróleo de 34 MMbbd, e um aumento na produção de petróleo no Brasil, de cerca de 4 MMbbd, o que representa aproximadamente 11% do aumento da demanda mundial de petróleo. Grande parte deste aumento da produção nacional pode e deverá estar relacionado com a incorporação das novas reservas, especialmente para aquelas da Bacia de Santos. Focando também para as particularidades e os desafi os de exploração através de sal, a pesquisa foi desenvolvida contextualizando o poço exploratório 1-SPS-50, prospecto de Carioca. Situado a 270 km ao sul do Rio de Janeiro, faz parte do bloco BM-S-9, operado pela Petrobras em consórcio com a BG e Repsol YPF, a partilha de 45%, 30% e 25%, respectivamente. Com a data de spud em abril de 2007, o TD de 5.716m MD foi alcançado em setembro de 2007, compreendendo 164 dias de atividades e 105 dias de tempo de operação de perfuração, fl uindo 440 m3/dia em média de 27,5 ° API de óleo a 57,55 MPa. Sendo a curva de aprendizagem algo muito enfatizado nesta etapada, a pesquisa foi desenvolvida destacando e revisando algumas operações a serem desenvolvidas nas mesmas condições. No que diz respeito a litologia apresentada, as camadas de evaporitos foram analisados indicado que para o interval de 2.907m a 5.202m esteve composta por 68% de halita, 26% de anidrita, 2% de carnalita e 3% de taquidrita. Para o programa de revestimento, devido à elevada capacidade de movimento das formações de sal, conhecidos como creeping, um revestimento mais resistente poderia ter sido utilizado como V110, em vez de P110 e Q125, ajudando a evitar de maneira mais consistente um colapso futuro. Foi verifi cado também a possibilidade de se ter uma abrangência de teste de produção mais espessa, de 109 m e não somente de 76m. Essas sugestões e observações foram baseadas em literaturas e publicações de atividades em ambientes similares. Assim, foi possível caracterizar as atividades de exploração na área do pré-sal, destacando seus méritos e a existência de eventual possibilidade de redução de custos. Realmente importante, tais estudos podem garantir uma inclinação mais agressiva para a curva de aprendizagem, ajudando na efi ciência e precisão para as futuras atividades a serem desenvolvidas no mesmo Bloco ou em localidades adjacentes.







Aplicação de soluções poliméricas no deslocamento de óleos pesados
 
Oldrich Joel Romero Universidade Federal do Espírito Santo, SPE/UFES, GPETRO/CNPq

Evandro Chuquer Universidade Federal do Espírito Santo


Resumo

A modelagem e simulação de reservatórios de petróleo é muito utilizado para compreender e prover meios de aumentar a produção de petróleo. Esta situação é ainda mais importante quando se trata da produção de óleos pesados e extrapesados, condições em que os métodos convencionais não são mais efi cientes devido à razão de mobilidades altamente desfavorável. Dentro da grande variedade de métodos de recuperação, conhecidos na literatura como Enhanced Oil Recovery – EOR, a injeção de soluções poliméricas aquosas – SPA, obtidas misturando-se pequenas concentrações de polímeros de elevado peso molecular com água, torna-se efi ciente no controle da mobilidade do fl uido deslocante. Neste trabalho é apresentado a modelagem computacional da injeção de soluções poliméricas com o software Utchem. É utilizado uma geometria de reservatório conhecido com 1/4 de fi ve-spot. O modelo é heterogêneo, com porosidade e permeabilidade variáveis nas três direções, com dois poços verticais, um injetor e um produtor, completados ao longo de toda a espessura do reservatório. Água e SPA são injetadas em bateladas. Comparações na antecipação da produção e no fator de recuperação serão realizadas entre os dois casos. A região norte do Espírito Santo se destaca pela produção de óleos pesados, portanto a inserção regional desta pesquisa é evidente. Com este trabalho pretende-se contribuir com desenvolvimento de competências na área de recuperação de petróleo no estado.







Bacias maduras e áreas inativas com acumulações marginais: panorama e Variáveis Críticas do Cenário Brasileiro
 
Phellipe de Cerqueira Oliveira
Engenheiro de Petróleo, Universidade Federal da Bahia – PPGCM

Fabrício de Queiroz Venâncio
Químico, Grupo CNPq “Produção de Petróleo e Gás em Campos Marginais” – PPGCM

Paulo Alexandre Souza da Silva
Doutor em Engenharia – Pós-Doutorando em Geologia e Geofísica da UFBA – PPGCM

Doneivan Fernandes Ferreira
PhD em Geociências e Economia do Petróleo, Professor e Pesquisador do curso de Pós Graduação em Geologia e Geofísica da UFBA – PPGCM


Resumo

O Brasil vive um momento positivo de crescente expectativa. Não somente pela descoberta do chamado Pré-Sal brasileiro, novo Marco Regulatório com estabelecimento do modelo de Partilha de Produção e nova distribuição dos royalties, pontos de pauta que ocuparam sozinhos a agenda do Executivo nos últimos anos, mas também pela retomada de novas licitações de áreas para a realização de atividades de Exploração & Produção depois de quase cinco anos. Para os pequenos e médios produtores de petróleo e gás natural, a perspectiva positiva reside na realização anual de licitações de blocos em bacias maduras e áreas inativas com acumulações marginais, localizada em regiões com infraestrutura instalada, densamente exploradas e parcialmente explotadas. Para esses operadores, que lutam todos os dias contra a curva de declínio da produção, a sobrevivência do negócio passa obrigatoriamente pela aquisição de novas áreas, objetivando a manutenção da produção em escala sustentável. Contudo, a consolidação da produção em bacias maduras ainda enfrentará outros desafi os nos próximos anos, como o surgimento de um mercado de serviços que atenda às necessidades de pequenos operadores, garantia de comercialização da produção, mão de obra especializada, acesso a crédito e garantias fi nanceiras, adequação regulatória, dentre outras medidas específi cas. Somente com a adoção de medidas específi cas de fomento às atividades de E&P pelo governo brasileiro, além de agenda regulatória de curto e médio prazo defi nida pelo órgão regulador, com base no resultado da análise dos impactos dessas atividades no mercado, será possível atender aos interesses do Brasil, com intuito de prover um melhor aproveitamento dos recursos energéticos e incentivos às empresas nacionais de pequeno e médio porte operadoras e fornecedoras de bens e serviços.







Estabilidade de poços de petróleo inclinados e profundos
 
Fátima Rúbia de Matos Dias Nogueira
Priimenko Viatcheslav Ivanovich
Universidade Estadual do Norte Fluminense

Wellington Campos Petroleo Brasileiro S.A.


Resumo

Instabilidades da parede do poço podem causar consideráveis problemas nas operações de perfuração e completação, gerando tempos não produtivos e altos custos de mitigação. Com base em equações da literatura, os autores do presente trabalho, apresentam um programa de computador para calcular a janela operacional de estabilidade dos valores de massa específi ca do fl uido de perfuração, de modo a garantir a estabilidade do poço para a profundidade de interesse. A janela operacional do peso da lama consiste em se fi xar um peso de lama inferior, para prevenir o colapso do poço ou a invasão do poço por fl uidos da formação, e um peso de lama superior, para prevenir o fraturamento da parede do poço. Neste trabalho foram utilizadas as equações desenvolvidas por Bradley para o cálculo do campo de tensões ao redor de um poço inclinado, sendo a contribuição dos autores a codifi cação destas equações em um programa de computador e a análise de alguns casos bases. Deste modo, o modelo pode ser aplicado na prática para o projeto do poço. As equações de Bradley foram desenvolvidas a partir das equações de equilíbrio e de compatibilidade e da lei de Hooke para um fl uido de perfuração não-penetrante. Para a análise da falha na parede do poço foi adotado o critério de Mohr-Coulomb, escrito em função das componentes principais do tensor de tensões. Outros critérios de falha podem ser facilmente implementados no programa, pois todos estes podem ser escritos em função das tensões principais. Dentre os fatores que afetam a estabilidade do poço, foram estudados os efeitos da lâmina d´água, da resistência compressiva da rocha, da inclinação e orientação da trajetória do poço (azimute) e da anisotropia do estado de tensões original. Variando estes fatores foram gerados os valores das janelas operacionais do peso da lama de perfuração para cada cenário.







Otimização da produção em campo de petróleo pelo estudo do problema de localização de poços e unidades de produção
 
Santana, Roberta G. S. Student, Petroleum Engineering - Universidade Federal do Rio de Janeiro


Introdução

A simulação de reservatórios está sempre relacionada às etapas de desenvolvimento e gerenciamento de um campo, pela necessidade de previsão do comportamento daquele campo produtor, seja por necessidades econômicas ou de segurança. Durante o desenvolvimento do campo, o modelo de simulação do reservatório é usado como uma ferramenta de decisão para selecionar o melhor projeto de desenvolvimento e, também, prever a produção de óleo, gás e água do campo. A localização dos poços produtores e injetores, e de plataformas de produção deve ser decidida de maneira a otimizar a produção de hidrocarbonetos, fazendo com que o volume de petróleo produzido seja o mais próximo do máximo. O investimento em campos produtores dá-se pelo balanço entre recursos despendidos e retorno fi nanceiro. Sendo assim, o custo com as instalações necessárias para manter uma produção satisfatória de um campo pode não trazer lucros sufi cientes e não aquele campo economicamente atrativo e viável. Nesse projeto, entende-se a necessidade da análise rápida e efi ciente das características inerentes ao campo produtor e a indicação de solução ao problema da alocação da estrutura produtora. O método simplifi ca a busca por respostas relevantes, usando simulação e ferramentas de análise estatística, norteando a busca pela melhor estratégia de desenvolvimento.












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Petróleo & Gás

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- 1ª Rodada do pré-sal terá bônus de R$ 15 bilhões


 

 



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