CV Lattes
ResearcherID
ORCID
Google Scholar Citations
Universidade de São Paulo (USP). Escola Politécnica (EP) (Instituição Sede da última proposta de pesquisa) País de origem: Brasil
Professor da Escola Politécnica da Universidade de São Paulo em regime RDIDP, no Departamento de Engenharia de Minas e de Petróleo. É bacharel em Física (UNICAMP - 2005), mestre em Engenharia Elétrica (UNICAMP - 2007) e doutor em Ciências e Engenharia de Petróleo (UNICAMP - 2013). Fez pós-doutorado também na UNICAMP (2015). É também especialista em Ciência de Dados pela USP (MBA em Ciências de Dados - 2024) e possui aperfeiçoamento pela UNICAMP (Mineração de Dados Complexos - 2021). Foi pesquisador visitante no Imperial College London no Department of Earth Science and Engineering (2024 - 2025). Foi coordenador do Programa de Pós-Graduação em Engenharia Mineral e de Petróleo (PPGEMP) da Escola Politécnica da USP (2022 - 2023). Fundador e coordenador do Laboratório de Simulação e Gerenciamento de Reservatórios de Petróleo (LASG) da EPUSP desde 2016. Bolsista de Produtividade em Pesquisa (PQ) nível C do Conselho Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico (CNPq) e líder do Grupo de Pesquisa 'LASG - Simulação e Gerenciamento de Reservatórios' do CNPq. Assessor Ad Hoc da Fundação de Amparo à Pesquisa do Estado de São Paulo (FAPESP). Atua também como pesquisador principal do Centro de Inovação em Produção de Energia (EPIC) financiado pela FAPESP-Equinor e do Centro de Pesquisa e Inovação de Gases de Efeito Estufa (RCGI) financiado pela FAPESP-Shell. É orientador nos Programas de Pós-Graduação em Engenharia Mineral e de Petróleo (PPGEMP) e em Engenharia Naval e Oceânica (PPGEN). Atua em projetos de pesquisa e desenvolvimento científico e tecnológico patrocinados pela FAPESP, Petrobras, Equinor e Shell. É também revisor dos principais períodicos da área. Atua principalmente nos seguintes temas: Engenharia de Reservatórios, Simulação Numérica de Reservatórios, Ciência de Dados e Inteligência Artificial Aplicada à Explotação de Petróleo, Métodos de Otimização, Ajuste de Histórico, Análise de Decisão e Métodos de Recuperação Melhorada (EOR). (Fonte: Currículo Lattes)
| Matéria(s) publicada(s) na Agência FAPESP sobre o(a) pesquisador(a) |
| Mais itensMenos itens |
| TITULO |
| Matéria(s) publicada(s) em Outras Mídias ( ): |
| Mais itensMenos itens |
| VEICULO: TITULO (DATA) |
| VEICULO: TITULO (DATA) |
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 cam…
Muitos reservatórios recém-descobertos no Brasil apresentam alto teor de CO2 e a distância da costa inviabiliza o escoamento da produção por meio de dutos. Estes fatos, somados às causas ambientais, abriram a possibilidade de recuperação por meio da injeção WAG-CO2 Entretanto, uma metodologia que quantifique as vantagens desta recuperação esbarra, muitas vezes, na complexidade do problema…
A otimização da produção de um campo de petróleo pode aumentar a recuperação de petróleo, reduzir a produção de água, maximizar os lucros e melhorar o gerenciamento do campo. Um dos principais desafios ligados à otimização da produção ainda é encontrar um método de otimização eficiente. Mesmo hoje, muitas aplicações dependem das estimativas do gradiente (métodos de busca direta), como o S…
A utilização de uma otimização em tempo real (OTR) em um campo de petróleo pode levar a um aumento da recuperação de óleo, redução da produção de água e, assim, mitigando riscos, evitando intervenções nos poços e maximizando lucros. Entretanto, uma metodologia clara que mostre as vantagens desta otimização esbarra, muitas vezes, na complexidade do problema, pois a operação de muitos poços…