Centro de Pesquisa em Engenharia em Reservatórios e Gerenciamento de Produção de Petróleo

• Processo: 17/15736-3
• Modalidade de apoio: Auxílio à Pesquisa - Programa Centros de Pesquisa em Engenharia
• Data de Início da vigência: 01 de fevereiro de 2019
• Data de Término da vigência: 31 de janeiro de 2029
• Área do conhecimento: Interdisciplinar
• Acordo de Cooperação: Equinor (antiga Statoil)
• Pesquisador responsável: Denis José Schiozer
• Beneficiário: Denis José Schiozer
• Instituição Sede: Faculdade de Engenharia Mecânica (FEM). Universidade Estadual de Campinas (UNICAMP). Campinas , SP, Brasil
• Empresas Sedes: Universidade Estadual de Campinas (UNICAMP). Faculdade de Engenharia Mecânica (FEM); Statoil Brasil Óleo e Gás Ltda
• Município: CampinasRio de Janeiro
• Pesquisadores principais:( Atuais ): Alberto Luiz Serpa ; Alberto Vazquez Saa ; Alessandra Davolio Gomes ; Alexandre Campane Vidal ; André Ricardo Fioravanti ; Antonio Carlos Bannwart ; Emilson Pereira Leite ; Guilherme Palermo Coelho ; Hélio Pedrini ; Marcelo Souza de Castro ; Marcio Augusto Sampaio Pinto ; Paulo de Tarso Vieira e Rosa ; Philippe Remy Bernard Devloo
• Pesquisadores principais:( Anteriores ): Anderson de Rezende Rocha ; Denis José Schiozer ; Waldyr Luiz Ribeiro Gallo
• Pesquisadores associados: Alexandre Campane Vidal ; Anderson de Rezende Rocha ; Antonio Alberto de Souza dos Santos ; Carlos Eduardo Perles ; Celmar Guimarães da Silva ; Davi Éber Sanches de Menezes ; Denise de Siqueira ; Erick de Moraes Franklin ; Guilherme Furlan Chinelatto ; Guilherme Palermo Coelho ; Ivanei Ferreira Pinheiro ; Jorge Luiz Biazussi ; Luis Augusto Angelotti Meira ; Marcio Augusto Sampaio Pinto ; Mateus Basso ; Natache Do Socorro Dias Arrifano Sassim ; Natan Augusto Vieira Bulgarelli ; Nathan Shauer ; Sônia Maria Gomes ; Susana Margarida da Graça Santos ; Valdir Estevam ; Vanessa Cristina Bizotto Guersoni ; Vinicius Eduardo Botechia ; William Monte Verde
• Auxílio(s) vinculado(s): 22/04168-2 - CEA/EDF/INRIA Numerical Analysis Summer School, AR.EXT; 20/03643-3 - EMU concedido no processo 2017/15736-3: Spinning Drop, AP.EMU; 19/20767-0 - EMU concedido no processo 2017/15736-3: FBRM - Focused Beam Reflectance, AP.EMU; 19/20870-6 - EMU concedido no processo 2017/15736-3: Time-resolved PIV system, AP.EMU
• Bolsa(s) vinculada(s): 25/00459-0 - Caracterização de fraturas e vugs com base em testemunhos, tomografia computadorizada e imagem de poço, e seu impacto na qualidade do reservatório e nas propriedades de fluxo, BP.DR; 25/01939-6 - Modelagem tridimensional das propriedades petrofísicas a partir da distribuição de vugs e fraturas em um reservatório carbonático., BP.DR; 24/22583-2 - Modelagem da Viscosidade Efetiva do Escoamento de Emulsões de Petróleo/Água em Bombas Centrífugas Submersas (BCS) e em Tubulações, BP.DR; + mais bolsas vinculadas 24/15599-0 - Métodos de upscaling para modelagem de sistemas de poros: uma integração multiescalar de tamanho de poros e análise de fluxo, BP.DR; 24/15482-5 - Modelagem geológica de reservatório dos carbonatos do pré-sal brasileiro, BP.PD; 24/13886-1 - O papel dos asfaltenos na estabilidade de emulsões do tipo A/O, BP.PD; 24/12920-1 - Avaliação da influência das metodologias de extração nas características químicas dos asfaltenos., BP.MS; 24/03997-0 - Geração de Malhas de Elementos Finitos usando Dados de Tomografia Computadorizada ("CT Scan") de Amostras de Rochas, BP.MS; 24/10663-1 - Mapeamento da distribuição de corpos geológicos carbonáticos do pré-sal e sua relação com a evolução estratigráfica e diagenética, BP.DR; 24/10547-1 - Simplificações para fazer uma prática de gerenciamento de reservatórios em malha-fechada considerando o tempo disponível, BP.DR; 24/10606-8 - Incorporação de dados baseados em física (modelo de aprendizagem de máquina híbrida), BP.PD; 24/08939-9 - Métodos de aprendizado profundo para caracterização de falhas e ampliação da escala de reservatórios, BP.PD; 24/09172-3 - Algoritmos de precisão mista e transferência mínima de dados: implementações simples e eficientes, BP.MS; 24/07004-6 - Redução de Cenários via Agrupamento no R^n, BP.IC; 24/09323-1 - Implementação do método de desenvolvimento e gerenciamento de reservatórios em malha fechada, BP.DR; 24/10414-1 - Caracterização de padrões de danos e anomalias utilizando análise dos sinais do processo de bombeamento centrífugo submerso, BP.DR; 24/05345-0 - Novas ideias para pré-condicionadores do tipo SPAI, BP.MS; 24/05091-9 - Análise de dados de bombas centrífugas submersíveis (BCS) para diagnóstico de falhas e danos, BP.PD; 24/00056-0 - Identificação das condições normais de operação no bombeio centrífugo submerso usando dados de operação, BP.MS; 24/00038-2 - Caracterização de emulsões em condições de reservatório/operacionais, BP.MS; 24/00046-5 - Degradação de polímeros em uma bomba centrífuga submersa, BP.MS; 24/00035-3 - Visualização de conjuntos de modelos de reservatórios de petróleo: melhorias no protótipo Reservoir Viewer, BP.IC; 24/00048-8 - Aperfeiçoamento de abordagens de visualização para apoiar tomadas de decisões em etapas de assimilação de dados de processos de desenvolvimento e gerenciamento de reservatórios de petróleo, BP.IC; 23/06981-5 - Método Multiescala e Diagnóstico de Escoamento para Gerenciamento de Reservatórios, BP.PD; 22/02566-0 - Integração multiescalar para modelagem geológica, BP.PD; 22/09052-2 - Estudo sobre o bloqueio das linhas de injeção de químicos em poço de petróleo, BP.PD; 22/08305-4 - Estudo experimental e modelagem numérica do fenômeno de inversão de fase em bombas centrífugas, BP.PD; 22/03657-0 - Modelagem de propriedades de emulsões em função da composição química das fases óleo e água: ponto de inversão e viscosidade, BP.PD; 22/04255-2 - Metamodelos convexos para a otimização de reservatórios, BP.IC; 22/02290-5 - Estudo do efeito do parâmetro HLD sobre o ponto de inversão de emulsões e óleo/água, BP.IC; 22/02231-9 - Otimização de estratégiade produção de petróleo com injeção de polímeros e integração com sistemas de produção, BP.MS; 21/14810-0 - Estudo do escoamento de emulsões sobre diferentes tipos de revestimento (coating) em tubos, BP.MS; 22/00381-3 - Estudo sobre o bloqueio das linhas de injeção de químicos em poço de petróleo devido ao uso de desemulsificantes, BP.MS; 21/13473-0 - Caracterização e representação de reservatórios em modelos de simulação: uma área piloto de um reservatório carbonático do pré-sal brasileiro, BP.PD; 21/12736-8 - Simulação dinâmica de bombas centrífugas submersas em diferentes arranjos, BP.IC; 21/11406-4 - Otimização da recuperação melhorada de petróleo em carbonatos através de injeção de LS-WAG-CO2 usando modelos de proxy, BP.PD; 21/07122-0 - Métodos de otimização para definição de modelo geológico, BP.DR; 21/05816-5 - Avaliação de injeção de polímeros no gerenciamento de reservatórios em malha fechada e baseado em modelos, BP.PD; 21/05833-7 - Estudo sobre o bloqueio das linhas de injeção de químicos em poço de petróleo, BP.PD; 21/04878-7 - Metodologia para otimização multiobjetivo de estratégia de produção sob incertezas, BP.DR; 21/03791-5 - Método multiescala e diagnóstico de escoamento para gerenciamento de reservatórios, BP.PD; 21/02418-9 - Estudo sobre a compatibilidade química de desemulsificantes comerciais com fluidos de produção, BP.IC; 21/02187-7 - Explorar o uso de aproximação do método Multiscale Hybrid Mixed com pre-condicionador, BP.PD; 21/02422-6 - Estudo sobre a molhabilidade de óleo e emulsões sobre diferentes tipos de revestimento (coating) a serem empregados em tubos para testes de redução de atrito em escoamento de emulsões, BP.IC; 21/00917-8 - Modelagem de propriedades de emulsões em função da composição química das fases óleo e água: ponto de inversão e viscosidade, BP.PD; 20/14092-8 - Metodologia de otimização robusta para gerenciamento e redesenvolvimento de reservatórios de petróleo utilizando técnicas de aprendizagem de máquina, BP.DR; 20/15140-6 - Turbulência em escoamentos bifásicos com giro: experimentos usando piv e ptv, BP.PD; 20/14710-3 - Desenvolvimento de Meta-heurísticas para Otimização de Estratégias de Produção para Campos de Petróleo, BP.PD; 20/13994-8 - Otimização da estratégia de produção por meio de análise de decisão model-based no gerenciamento de um reservatório de petróleo pesado: Injeção de polímeros e poços inteligentes, BP.DR; 20/08919-7 - Geração de modelo geológico 3D do pré-sal com estruturas cársticas, BP.MS; 20/13938-0 - Comparação de injeção WAG-CO2 com outras alternativas de injeção para um reservatório carbonático fraturado de óleo leve, BP.MS; 20/13146-7 - Investigação de Técnicas Avançadas para Representar em Modelos de Simulação Reservatórios Carbonáticos com Alto Teor de Gás Sujeitos a Processos de Injeção Alternada de Gás e Água, BP.PD; 20/05437-1 - Método multiescala e diagnóstico de escoamento para gerenciamento de reservatórios, BP.PD; 20/06301-6 - Estimação de erro a posteriori para o método multiscale hybrid mixed MHM-H(div), BP.MS; 20/01305-3 - Integração multiescalar para modelagem geológica, BP.PD; 20/04373-0 - Estudo do efeito do parâmetro HLD sobre o ponto de inversão de emulsões de óleo/água, BP.IC; 20/08495-2 - Estudo da influência de desemulsificantes comerciais nas propriedades interfaciais água/óleo, BP.MS; 20/04357-4 - Investigação da influência das composições das fases água/ óleo sobre o fenômeno de coalescência e o impacto da salinidade da fase aquosa na corrosão dás linhas de transporte/ produção, BP.IC; 20/02652-9 - Estudo experimental do escoamento água - óleo em bombas centrífugas submersas, BP.IC; 20/02130-2 - Modelagem geoestatística para reservatórios dominados por falhas e fraturas, BP.MS; 20/02128-8 - Definição de fácies em um reservatório carbonático utilizando métodos matemáticos, BP.MS; 19/22544-9 - Influência da composição das fases nas características físico-químicas da interface e seu impacto sobre o fenômeno de coalescência de gotas em emulsões água/óleo, BP.DR; 20/01306-0 - Métodos geoestatísticos para definição do modelo geológico de um reservatório do pré-sal, BP.DR; 20/01320-2 - Análise petrofísica de um reservatório carbonático do pré-sal utilizando dados de poço, BP.DR; 20/02039-5 - Análise de atributos sísmicos para caracterização de falhas e fraturas, BP.MS; 19/21103-9 - Estudo da influência da composição das fases nas características físico-químicas da interface e seu impacto sobre o ponto de inversão de emulsões de petróleo, BP.PD; 19/17879-1 - Estudo experimental e modelagem fenomenológica do ponto de inversão de fase contínua em escoamento água - óleo em bombas centrífugas submersas, BP.DR; 19/06101-0 - Avaliação de poços inteligentes no gerenciamento de reservatórios em malha fechada baseado em modelos, BP.PD; 19/20468-3 - Análise da influência da estratégia de produção na escolha de modelos representativos, BP.IC; 19/17186-6 - Estimação de erro para aproximações híbridos H1 e estudo de comparação híbrido-H1 e H(div), BP.MS; 19/14597-5 - Modelagem do comportamento dinâmico em Bombeio Centrífugo Submerso (BCS) em escoamento líquido-líquido, BP.DR; 19/11881-4 - Técnicas de otimização aplicadas ao processo de tomada de decisão com poços inteligentes em reservatório de carbonato, BP.MS; 19/08446-4 - Identificação da fração de água em escoamentos multifásicos usando bombas centrífugas, BP.MS; 19/10249-2 - Controle de bombas centrífugas submersíveis em escoamento bifásico líquido-líquido, BP.DR; 19/04886-0 - Aprendizado de máquina e técnicas orientadas a dados para descoberta de óleo no contexto de controle e gerenciamento de reservatórios, BP.PD - menos bolsas vinculadas
• Assunto(s): Engenharia de petróleo Indústria do petróleo Reservatórios de petróleo Óleos combustíveis Bombas
• Palavra(s)-Chave do Pesquisador: Enhanced oil recovery | Improved Oil Recovery | Oil Production Management | Oil Reservoirs | Water Handling | Produção e Exploração de Petróleo

Resumo

A presente proposta é dividida em quatro linhas de pesquisa, a saber: 1) Otimização de produção (RL1) - Modelagem de reservatório; 2) Otimização de produção (RL2) - Artificial Lift and Flow Assurance; 3) EOR / IOR (RL3); e 4) Water handling (RL4). No plano de modelagem de reservatórios, a aplicação inicial (primeiros anos de projeto) estará em um reservatório com as características do campo de Peregrino e, dependendo dos resultados, alguns testes também serão feitos em reservatórios de carbonato. O objetivo é obter as melhores metodologias e ferramentas para melhorar o fator de recuperação. No plano Artificial Lift e flow Assurance, considerando o cenário do campo de Peregrino, os maiores desafios são os problemas de garantia de escoamento e o comportamento de equipamentos submarinos de águas profundas, como separadores e bombas. As investigações concentrar-se-ão em melhorar o desempenho das Bombas Submersas Elétricas (ESP), modelando propriedades termidinâmicas e termofísicas de fluidos de petróleo e testando novos conceitos de separação. No plano EOR / IOR, a proposta é investigar aspectos-chave do processo de injeção de CO2 em um reservatório de petróleo pesado, como o fator de inchaço do óleo com concentrações variáveis de CO2 no gás injetado, a variação nas propriedades de transporte de óleo, tais como viscosidade e densidade com diferentes proporções de CO2 na fase gasosa, efeito sobre a tensão interfacial entre água e óleo e também o efeito sobre o ângulo de contato com a rocha - o que significa, em última análise, a preferência de rocha para cada fluido - para várias concentrações da gás. O plano é levar a investigação à pressão e à temperatura do reservatório alvo. No plano de Water Handling, a proposta envolve abordar diferentes aspectos do conceito geral de manuseio de água, que são divididos em uso de fluxo divergente como metodologia para reduzir o volume de água produzida; Avaliação da formação de escala e das nanopartículas produzidas como riscos de bloqueio e para o meio ambiente; Desenvolvimento de técnicas analíticas para o monitoramento de íons específicos, principalmente sulfato, em soluções de alta salinidade, monitoramento de degradação de polímero em condições de inundação de polímeros e análise de diferentes aspectos envolvidos na formação e desagregação de óleo em água Emulsões para remoção de óleo. Uma preocupação comum das quatro equipes de pesquisa é encontrar a melhor eficiência para uma determinada aplicação. No contexto atual da indústria de petróleo e gás, as melhores tecnologias são aquelas consistentes com alta eficiência, baixa demanda de energia, baixo custo e baixo risco. A organização periódica de oficinas envolvendo as quatro equipes de pesquisa, conforme descrito no Plano de Governança, Gestão e Estrutura, será crucial para estabelecer conexões entre os pesquisadores e integrar as pessoas em uma única perspectiva. (AU)

Publicações científicas

(62)

(Referências obtidas automaticamente do Web of Science e do SciELO, por meio da informação sobre o financiamento pela FAPESP e o número do processo correspondente, incluída na publicação pelos autores)

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