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Trabalho de Curso - Graduação - Artigo Acesso aberto (Open Access) Acidificação de carbonatos: a influência da temperatura na velocidade de injeção ótima(2022-12-19) NASCIMENTO, Pedro Leonam de Freitas; RODRIGUES, Samuel da Cruz; AUM, Pedro Tupã Pandava; http://lattes.cnpq.br/7515419219571335; https://orcid.org/0000-0002-2339-9865A efetividade da produção de óleo e gás depende das características do reservatório, dos fluidos produzidos e da capacidade do poço. A acidificação de poços é um dos métodos de estimulação que visa aumentar a produtividade. Quando aplicada em formações carbonáticas tende a dissolver a matriz dos minerais e atravessar a região danificada por meio da criação decanais conhecidos como wormholes. A formação dos canais se dá em decorrência do equilíbrio entre reação-difusão-advecção do ácido no meio poroso. Contudo, a reação é extremamente dependente da temperatura. Assim, não considerar a temperatura pode levar a projetos não otimizados ou falhas em operações de acidificação. Este trabalho tem o objetivo de analisar a influência da temperatura do reservatório na velocidade de injeção ótima do ácido em formações carbonáticas de calcita e dolomitas. Para isso utilizou-se o modelo de estimativa da vazão ótima apresentado em Economides (1999). Realizaram-se diversos experimentos numéricos, analisando os principais parâmetros de influência na taxa de injeção ótima. Os resultados mostraram que com o aumento da temperatura, assim como da permeabilidade, a velocidade ótima de injeção do ácido aumenta, proporcionando melhores resultados e potencializando a sua reação tanto para calcita quanto para dolomita. Observou-se que com a variação dos parâmetros da dolomita a velocidade de injeção foi maior em relação as mesmas mudanças considerando a calcita, mesmo ambas sendo carbonatos. Desse modo, a simulação desenvolvida neste trabalho possibilita encontrar a velocidade de injeção de ácido ideal para campos onde existem diferentes temperaturas e permeabilidades nas zonas de interesse.Trabalho de Curso - Graduação - Artigo Acesso aberto (Open Access) Ácidos espumantes: influência da qualidade da espuma na divergência(2022-12-19) SACRAMENTO, Alonso Reis; DIAS, Geovanna de Sousa; AUM, Pedro Tupã Pandava; http://lattes.cnpq.br/7515419219571335; https://orcid.org/0000-0002-2339-9865O petróleo desempenha um importante papel na matriz energética mundial, pois muitas atividades ainda são dependentes de seus derivados. Por ser uma fonte não renovável, existe uma grande busca por métodos que melhorem a produção de petróleo. A estimulação é um conjunto de técnicas que visam melhorar a produção, como exemplo, temos o fraturamento hidráulico, o fraturamento ácido e a acidificação de matriz. Um dos desafios da acidificação é o posicionamento do ácido, no sentido de deslocar o fluido reativo para as regiões menos permeáveis. Esse processo é chamado de divergência e é realizado criando uma resistência temporária nas regiões de maior permeabilidade, através de mecanismos físicos ou de modificações no fluido decorrentes de processos químicos. As espumas, por exemplo, são utilizadas como agentes de divergência. São geradas a partir da dispersão de um gás injetado em um líquido ou pode ser gerada injetando gás e um surfactante no próprio ácido. A qualidade da espuma é definida como a razão entre o volume de gás e o volume de líquido e gás do sistema espumado. Sendo um dos principais parâmetros para o projeto de fluidos espumados. Este trabalho tem como objetivo estudar a influência da qualidade da espuma no processo de divergência avaliando a variação de pressão e mobilidade. Para isto, utilizou-se a modelagem apresentada em Economides & Nolte (1999), variando-se a qualidade da espuma em três cenários com permeabilidades distintas. Os resultados mostram que com a qualidade da espuma acima de 60% a mobilidade tende a decair e o diferencial de pressão começa a aumentar, com 82% de qualidade a espuma atinge a sua menor mobilidade e o pico maior de diferencial de pressão. Podemos concluir que a qualidade da espuma é um importante parâmetro para a efetividade da divergência e deve ser considerada nos projetos.Trabalho de Curso - Graduação - Artigo Acesso aberto (Open Access) Análise da influência da permeabilidade do reservatório no processo de injeção de vapor(2020-12-10) BORGES, Rodrigo Pereira; AUM, Pedro Tupã PandavaOs campos maduros podem ser definidos como campos que já estão em fase de declínio e possuem uma produção economicamente inviável, mesmo contendo grandes reservas de óleo. Novas tecnologias são desenvolvidas para realizar a revitalização destes campos, os chamados Métodos de Recuperação de Petróleo, os quais são técnicas aplicadas para aumentar o seu fator de recuperação. A injeção contínua de vapor é um método térmico EOR (Enhanced Oil Recovery) próprio para reservatórios com óleo pesado semelhantes àqueles encontrados no nordeste brasileiro, sendo capaz de reduzir a viscosidade do óleo e aumentar a sua mobilidade dentro do meio poroso. Um dos desafios deste método é a perda de calor durante todo o processo de injeção, podendo acarretar em uma baixa eficiência térmica. Ademais, deve-se atentar para as condições de eficiência de varrido atingidas pelo método, visto que também é uma forma de verificar a aplicabilidade do mesmo. Utilizou-se um planejamento experimental para relacionar os parâmetros de vazão de injeção, permeabilidade horizontal e vertical. Depois de 27 casos rodados no simulador STARS (Steam Thermal Processes Reservoir Simulation) versão 2018.10 da empresa CMG (Computer Modelling Group Ltd), escolheu-se três pincipais casos para analisar dados de fator de recuperação, eficiência térmica, eficiência de varrido e produção de CO2. Analisando os resultados obtidos, observou-se que a permeabilidade horizontal possui a maior influência sobre o método e quando se altera condições de reservatório deve ser feita uma análise técnica e econômica criteriosa dos principais resultados obtidos.Trabalho de Curso - Graduação - Artigo Acesso aberto (Open Access) Estimativa da relação permeabilidade/porosidade em ambiente pressurizado em Indiana Limestone(2022-12-14) AMARAL, Marcelo Santos; SOUZA, Felipe Pereira de; http://lattes.cnpq.br/5238319431631711; LUCAS, Cláudio Regis dos Santos; http://lattes.cnpq.br/1695226159975283; https://orcid.org/0000-0001-5443-462XA permeabilidade é umas das propriedades petrofísicas mais importantes na indústria do petróleo, pois quantifica a característica de um reservatório ser atravessado por um fluido e, consequentemente, é usada na determinação da sua qualidade para produção. Assim como a permeabilidade, a porosidade tem papel nessa classificação, contudo, representa a capacidade de armazenamento de fluidos. Apesar de as duas propriedades, nas suas formas efetivas, serem ligadas e terem sido realizados inúmeros estudos em busca de correlacioná-las, permanecem em aberto correlações matemáticas representativas em determinados cenários, especialmente considerando a influência da pressão. O presente trabalho busca estabelecer correlações que busquem quantificar os valores dessas propriedades em ambiente de confinamento em laboratório diferente das quais foram medidas. Para estabelecer a correlação, foram analisados plugues de rocha carbonática calcítica do afloramento Indiana Limestone, bastante utilizado em ensaios de estimulação ácida em laboratório, quanto a sua permeabilidade, porosidade e compressibilidade. As análises dos dados obtidos foram realizadas por meio de modelos presentes na literatura. Foram obtidos, a partir da análise dos dados, uma correlação significativa entre os parâmetros estudados. O presente resultado permite a melhor interpretação de resultados experimentais e a alimentação de modelos de simulação de campo dependentes de equações empíricas utilizando essa rocha.Trabalho de Curso - Graduação - Artigo Acesso aberto (Open Access) PVBtCalc: uma ferramenta analítica para determinação do pore volume to breakthrough(2025-04-08) CARDOSO, Luiz Guilherme Valente; LUCAS, Cláudio Regis dos Santos; http://lattes.cnpq.br/1695226159975283; https://orcid.org/0000-0001-5443-462XA acidificação matricial em carbonatos é uma técnica de estimulação em poços que se baseia na interação rocha/fluido reativa dentro do reservatório. A aplicação da técnica cria, através da dissociação da matriz da rocha, um canal de alta condutividade através da rocha. O PVBt (Pore Volume to Breakthrough) é uma medida do volume de ácido gasto pelo volume poroso, para efetivamente alcançar uma distância pré-determinada a partir do ponto de injeção. Embora o PVBt seja o principal parâmetro laboratorial de performance de um tratamento de estimulação ácida da matriz, a sua obtenção é dependente de ensaios experimentais complexos e custosos. Modelos matemáticos podem ser utilizados para evitar a execução de ensaios experimentais desnecessários ou auxiliar no planejamento. Nesse contexto, a utilização de um modelo válido e uma interface amigável é extremamente importante para a análise confiável dos resultados. Este trabalho apresenta uma aplicação web, o PVBtCalc, desenvolvido para o estudo e análise de como o PVBt se comporta em fluxo linear e quais mudanças ela sofre com a variação desses parâmetros, mas não limitando-se apenas a isso. A ferramenta permite a escolha de 3 sistemas ácidos para 6 tipos de rochas, e dá ao usuário a possibilidade de variar parâmetros como temperatura, pressão, vazão e porosidade. Os resultados são apresentados na forma de tabela e de forma gráfica, em escalas semi-log, log-log e aritmética, em função da vazão. O modelo utilizado na webapp é fundamentado no trabalho de Mahmoud e Ziauddin publicado em 2020. Os testes de validação realizados mostraram que a webapp está de acordo com os resultados obtidos pelo modelo original e a sua versatilidade na apresentação de resultados. O PVBtCalc é uma ferramenta de auxílio ao pesquisador com alto potencial de aplicação em laboratórios de pesquisa de estimulação ácida em matriz pela sua flexibilidade e gama de parâmetros calculados, além do PVBt.