PLATAFORMA SPE
O jornal do Capítulo Estudantil SPE Unicamp
SPE
“Informação de acesso simples e alcance irrestrito”
International
UNICAMP
SPE Student Chapter
CAMPINAS
Desafios para a estruturação da pesquisa
Segunda-feira,
22 de outubro de 2012
Edição no 1, ano 1
{pág 02}
Desenvolvimento da miscibilidade
{pág 03}
A política licitatória
atual e a indústria
do petróleo
A política de Conteúdo Local define um ritmo mais
acelerado para o aprimoramento da indústria do
petróleo no Brasil
O setor de óleo e gás é o que apresenta
os maiores fluxos de investimentos nos
últimos anos no Brasil. Segundo
declaração da presidente da Petrobras,
Maria das Graças Foster, este valor deve
chegar a US$ 45 bilhões em 2012, o que
representa mais de 50% dos gastos em
investimentos internos neste ano.
Dentro desta estratégia de
desenvolvimento, é fundamental a
discussão do conteúdo local neste setor,
dados os desdobramentos tecnológicos
alcançados pela indústria do petróleo.
Desde as primeiras rodadas de licitação
de blocos exploratórios de óleo e gás
organizados pela Agência Nacional do
Petróleo (ANP), três critérios foram
levados em conta para julgamento das
ofertas: Bônus de Assinatura, Plano de
Atividades e Conteúdo Local (CL). Este
último se refere à participação da
indústria nacional no fornecimento de
bens e serviços nas etapas de exploração e
desenvolvimento de um bloco.
De início, a questão do conteúdo local
se deu na forma de incentivos às
operadoras que optassem por conteúdo
nacional, quando em condições
competitivas de qualidade e preço. Este
tipo de ação, não é novidade para as
principais empresas petrolíferas
mundiais, já tendo sido aplicada em
diversos países, tais como China,
Inglaterra e Rússia.
Tal questão foi sendo modificada até
atingir a configuração que temos hoje. A
partir da 7ª Rodada da ANP, em 2005,
criou-se um arcabouço de certificação,
Pesquisas em ajuste de histórico
chamado de “Sistema de Certificação de
Conteúdo Local” (Resoluções ANP nº 36
a 39, de dezembro de 2007). Neste
sistema, empresas devidamente
credenciadas junto à ANP (em torno de
20, atualmente), são responsáveis pela
medição e certificação do conteúdo
nacional, tendo como base a “Cartilha de
Conteúdo Local”.
A fiscalização da exigência de
conteúdo local se inicia em três
momentos-chave de um projeto da
indústria petrolífera: 1) na conclusão da
fase de exploração; 2) ao fim da etapa de
desenvolvimento da produção e 3)
quando o bloco exploratório é devolvido
e se encerra o contrato de concessão,
tendo continuidade trimestral, salvo no
terceiro momento.
Dada essa conjuntura, as empresas
internacionais de múltiplas
nacionalidades e fornecedoras do setor
de óleo e gás paulatinamente estão se
instalando no Brasil, realizando
vultuosos investimentos e parcerias com
universidades brasileiras de modo a
desenvolver novas tecnologias e treinar
mão-de-obra especializada.
Por outro lado, as reclamações com
relação à obrigatoriedade do Conteúdo
Local não tardaram a começar. As
empresas apontam problemas com as
certificadoras por atraso no serviço e
também pelo maior custo em alguns
materiais. Entre outras causas, isso ocorre
pela falta de estrutura da indústria
nacional em atender a todas as demandas
solicitadas.
{pág 05}
Garantia de Escoamento
{pág 04}
Dessa maneira, o desafio que o
advento do Pré-sal acabou por acelerar é a
criação e consolidação de uma estrutura
produtiva nacional que realmente atenda
as necessidades das empresas
petrolíferas. Além disso, a maior parte
das empresas operadoras de blocos de
exploração de óleo e gás no Brasil são
listadas em bolsa, ou seja, têm em seus
acionistas e no mercado um enorme
instrumento de pressão por resultados.
Logo, com o Pré-sal e seus custos
inerentes para se alcançar a fase de
exploração comercial, esta pressão é
maior ainda, dados os riscos e
investimentos necessários.
Entrevista
{pág 06}
Cartas
{pág 02, 04, 06}
impulsionar a produção, aproveitar as
vantagens comparativas da indústria
brasileira e minorar os potenciais atrasos
de seus projetos. Outro passo dado pela
Petrobras foi o programa, em parceria
com órgãos do Governo Federal (BNDES
e FINEP), do “Inova Petro”, que prevê
investimentos em prol de tecnologia
nacional para o Conteúdo Local na ordem
de R$ 3 bilhões até 2016.
Porém, aumentar apenas o índice de
nacionalização dos componentes e
equipamentos da indústria brasileira do
petróleo não basta, pois eles devem ter
qualidade igual ou superior aos similares
DESAFIO
Maximização do
Conteúdo Local
Estratégias
Qualificação
- Qualificação
tecnológica e
profissional
- Capacitação
industrial
Esforços não faltam na tentativa de
adequação desta política às demandas
dos operadores de blocos, de modo a
evitar as pesadas penalidades impostas
pela ANP. Dentro do programa
Plataformas Tecnológicas (Platec), a
Organização Nacional da Indústria do
Petróleo (ONIP) atua na identificação de
materiais e equipamentos passíveis de
substituição de importações, apontando
uma lista de mil itens e promovendo
diversos workshops sobre o assunto. Já a
Petrobras incluiu esta meta de adequação
em seu Plano de Negócios 2012-2016, que
possui como um de seus pilares o Plano
Gestão de Conteúdo Local, de modo a
Política
Industrial
- Financiamento
- Modelo de
Certificação de bens
e serviços
estrangeiros e serem competitivos em
preço. O maior risco é que isto, além de
não ocorrer, ainda comprometa os
cronogramas da indústria do petróleo
com atrasos sistemáticos, que já começam
a acontecer. Assim, a “janela de
desenvolvimento” do Pré-sal pode se
tornar um risco para o melhor
desenvolvimento da indústria petrolífera
no Brasil.
IGOR GIMENES CESCA
[email protected]
RODOLFO BUSCARINI
[email protected]
Jornal Plataforma SPE
[email protected]
SPE
International
UNICAMP
SPE Student Chapter
Carta do
Presidente
Amigo leitor, inicia-se com esta edição
o Jornal Plataforma SPE, organizado sob
o apoio financeiro do Capítulo Estudantil
SPE Unicamp e fruto da comunhão de
esforços entre membros da Gestão 2012
desse Capítulo, Pesquisadores do Centro
de Estudos de Petróleo (CEPETRO) e
Professores do Departamento de
Engenharia de Petróleo da Faculdade de
Engenharia Mecânica (DEP-FEMUnicamp).
A ideia de criarmos um Jornal nasceu
a partir de alguns objetivos, quais sejam
divulgar os trabalhos de pesquisa
desenvolvidos pelos Pesquisados e PósGraduandos do DEP e do CEPETRO,
estimular o debate de temas em foco
dentro do universo da indústria e da
pesquisa na área de petróleo, e por
último, apresentar pareceres de
profissionais dessa área por meio de
entrevistas.
Para atingirmos os objetivos
desejados de modo impactante, foi
fundamental definir um abrangente
plano de divulgação. Assim o Jornal
Plataforma SPE impresso será distribuído
para todas as Empresas patrocinadoras
do nosso Workshop e diversas
Universidades do país. Além disso, todos
podem obtê-lo pela internet em sua
versão digital, através do site do Capítulo
SPE.
Embora as ações da Gestão 2012
demonstrem o que pretendemos para
nosso Capítulo, é sempre positivo
salientar que o alimento que nos mantém
convictos e fortes é a união.
Particularmente não vejo possibilidade
de crescimento para aquele que anda
solitário ou indiferente. É preciso integrar
as pessoas, os departamentos, as
universidades, as indústrias, as culturas
etc. Somente assim é possível
compreender as diferenças e encontrar
um ponto de equilíbrio dentro dos
diversos anseios. Essa não é a fórmula
para um mundo perfeito, mas sim para
um crescimento sólido.
ANTONIO ELIAS JUNIOR
Presidente do Capítulo SPE Unicamp
[email protected]
02
Desafios para o desenvolvimento de
pesquisa em laboratório
Aspectos logísticos e licitatórios que impactam no desenvolvimento da pesquisa
No cenário de pesquisas envolvendo
temas relacionados à indústria de
produção de petróleo, encontra-se
grandes desafios a serem suplantados
antes mesmo do desenvolvimento da
abordagem científica. Esses desafios
incluem o projeto do circuito de testes, a
compra de equipamentos, instrumentos e
materiais necessários para montagem do
circuito experimental e o
comissionamento do sistema dentro do
prazo estipulado no cronograma de
trabalho.
A fase de projeto de um circuito de
testes é desenvolvida, na maioria dos
casos, em parceria com a empresa ou
órgão financiador do projeto, que aponta
os temas de pesquisas ou apoia as
iniciativas de pesquisadores renomados
na área. Nessa fase, é crucial uma
interação entre os coordenadores da
empresa contratante e a instituição
desenvolvedora do trabalho, para
viabilizar a montagem experimental que
atenda os requisitos de ambas as partes.
Com relação ao circuito experimental,
em geral, para sua montagem surgem
problemas de compatibilidade com as
dimensões práticas. Isso ocorre porque na
indústria petrolífera, os sistemas são de
grande porte, resultando em grandes
dimensões de tamanho, grandezas físicas
e valores monetários. Esse é um desafio
para a área acadêmica, visto que o
gerenciamento de um projeto deve
prever os custos operacionais e de
segurança das instalações e dos
profissionais envolvidos (docentes,
alunos e funcionários da instituição
envolvida), deixando assim o docente
responsável por atuar não apenas como
coordenador, mas como um gestor do
projeto de pesquisa.
A fase de compras de equipamentos,
instrumentos e materiais é a fase que
demanda maior tempo do projeto. Ela
necessita de um acompanhamento
constante, pois na maioria das vezes os
processos de compras envolvem
licitações públicas que exigem um
trâmite burocrático para especificação
adequada de produtos visando o menor
SPE
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UNICAMP
SPE Student Chapter
Exemplo de ensaio experimental em uma bomba BCS
preço.
Em matéria de pesquisa, quase
sempre o menor preço não é sinônimo de
boa qualidade e, principalmente, de
segurança, o que torna o processo de
compra ainda mais burocrático, visto que
necessita de justificativas técnicas
adequadas para dispensa de licitações
com respaldo jurídico. Isso ocorre tanto
para as compras nacionais como
internacionais.
Fora o processo licitatório, ainda é
necessário contar com os prazos de
entrega dados pelos fornecedores e, no
caso dos processos de compras
internacionais por importação, o espaço
de tempo pode ser ainda maior devido à
necessidade de liberação dos produtos
junto ao órgão de fiscalização aduaneiro.
Devido a essas circunstâncias, é comum o
atraso no prazo de execução dos projetos
de pesquisa.
Por fim, a fase de comissionamento do
sistema experimental também tem as
suas peculiaridades, que podem resultar
em maior demanda de tempo do projeto.
Essa fase consiste no processo de
assegurar que os componentes de circuito
experimental estejam projetados,
instalados, testados, operados e mantidos
de acordo com as necessidades e
requisitos operacionais dos testes a serem
CONTATO DA REDAÇÃO
[email protected]
19/3521-3364
O jornal Plataforma SPE circula nas faculdades da Unicamp e de outras
instituições de ensino, além de meios de comunicação e empresas que
atuam na área de petróleo e gás. Está disponível no site do Capítulo
(www.speunicamp.org.br), em versão digital. É distribuído gratuitamente
numa tiragem de 500 exemplares.
realizados.
Durante o comissionamento é que
ocorre a aferição da instrumentação de
medição das variáveis do processo, dos
métodos de controle e acionamento dos
equipamentos motrizes e da forma de
leitura das variáveis. Toda a
instrumentação deve ser avaliada no que
se refere à precisão, faixa de leitura e
robustez para garantir a confiabilidade
dos resultados numéricos e a
repetibilidade dos testes.
Somente após essas três fases é que
tem início o desenvolvimento da
atividade de pesquisa no circuito de
testes projetado, culminando com a
tomada de dados experimentais para
ajuste, validação ou proposição de
metodologias de análise de fenômenos
reais que ocorrem na prática. Desse
momento em diante é que são obtidos
resultados válidos para os diversos
trabalhos de pesquisas (teses,
dissertações, monografias e artigos) e
elaboração de relatórios de pesquisa.
Evidencia-se assim a complexidade do
desenvolvimento de pesquisas de
laboratório na área da indústria de
petróleo.
NATACHE ARRIFANO SASSIM
[email protected]
EXPEDIENTE
Diretores do Jornal: Antonio Elias Junior, Livia De Luca, Lucas Rompato Vargas e Souza
Suporte Financeiro: Capítulo Estudantil SPE Unicamp
Redatores desta edição: Antonio Elias Junior, Célio Maschio, Igor Gimenes Cesca, Livia
De Luca, Lucas Rompato Vargas e Souza, Natache do Socorro Arrifano Sassim, Rodolfo
Buscarini, Ronaldo Gonçalves, Vanessa Cristina Bizotto Guersoni
Endereço: Universidade Estadual de Campinas – Faculdade de Engenharia Mecânica – Departamento
de Engenharia de Petróleo – Rua Mendeleyev, 200, Cidade Universitária Zeferino Vaz, Barão Geraldo,
Campinas-SP, 13.083-970
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Capítulo Estudantil SPE Unicamp
www.speunicamp.org.br
03
Pesquisa em Ajuste Histórico
Alguns desafios enfrentados na área de simulação de reservatórios
Esquema lógico (à esquerda) e resultados gráficos (à direita) de um processo de ajuste de histórico
A simulação numérica de
reservatórios é uma ferramenta
amplamente utilizada na indústria do
petróleo. O principal objetivo de um
simulador é a realização de previsões de
produção para auxiliar na tomada de
decisões relacionadas ao
desenvolvimento e gerenciamento de um
campo de petróleo. Para um modelo de
simulação ter confiabilidade para
previsão, é necessário que o mesmo seja
capaz de reproduzir o comportamento
passado, ou seja, reproduzir os dados
observados durante a produção do
campo. Apesar dos grandes avanços
tecnológicos na área de caracterização de
reservatórios, a obtenção da maioria das
propriedades do reservatório é feita de
forma indireta. Assim, na construção de
um modelo de reservatório sempre está
presente um alto grau de incertezas e,
normalmente, o modelo de simulação
não reproduz os dados observados,
sendo necessária a calibração do modelo.
O processo de calibração de um
modelo de simulação com objetivo de
reproduzir o comportamento passado é
chamado de ajuste de histórico. O ajuste
de histórico pode ser entendido também
como a incorporação de dados dinâmicos
ao processo de caracterização no sentido
de melhorar o modelo e a representação
do reservatório. Tradicionalmente, o
ajuste de histórico é realizado de forma
manual, baseado na tentativa e erro. A
forma manual permite que o profissional
envolvido tenha uma maior interação,
porém, é um processo trabalhoso e
exaustivo, pois demanda muito tempo
com atividades manuais e interpretações
visuais dos resultados.
Com o objetivo de aliar as vantagens
do ajuste manual, o qual permite a
inserção do julgamento baseado na
experiência do profissional, com o
potencial de ferramentas e algoritmos
computacionais surgiu o conceito de
ajuste assistido, o qual consiste na
automatização de partes do processo.
Como o ajuste assistido normalmente
demanda um grande número de
simulações, vários esforços têm sido
feitos para reduzir o esforço
computacional e aumentar a sua
eficiência. Nesse sentido, diversos
métodos de otimização têm sido
estudados e aplicados ao problema de
ajuste de histórico assistido. Uma
constatação resultante das pesquisas é a
necessidade de se combinar as melhores
características de cada método, buscando
um balanceamento entre buscas globais e
buscas locais.
Uma forma de acelerar o processo é o
uso de computação distribuída, na qual
diversas simulações são realizadas ao
mesmo tempo em um cluster de
computadores. Outra forma que tem sido
utilizada no sentido de acelerar o ajuste
de histórico é o emprego de modelos
simplificados, conhecidos como
metamodelos. No UNISIM, diversos
tipos de metamodelos (gerados
principalmente por planejamento
estatístico e redes neurais artificiais) já
foram testados e os resultados têm
mostrado que é possível usar essas
técnicas como ferramentas auxiliares,
diminuindo o esforço computacional em
etapas que demandam maior número de
simulações, e depois refinando a solução
com o uso do simulador.
Um conceito muito importante
envolvido na área de ajuste de histórico é
a integração, pois se trata de uma
atividade bastante multidisciplinar.
Dessa forma, por meio das pesquisas
desenvolvidas no UNISIM tem-se
buscado formas de promover uma
integração mais efetiva com as áreas de
caracterização de reservatórios, sísmica
4D e análise de incertezas.
Na parte de integração com
caracterização, técnicas de modelagem
geoestatística têm sido empregadas no
sentido de obter modelos ajustados
geologicamente consistentes. Nesse
contexto, estão sendo desenvolvidas
metodologias para integrar softwares de
modelagem geoestatística com o
simulador de escoamento, para
possibilitar a realização do ajuste de
histórico de forma integrada com a
caracterização.
O ajuste de histórico tradicional
normalmente resulta em um modelo
determinístico. Um aspecto relacionado a
essa abordagem é que um único modelo
ajustado não é suficiente para representar
o reservatório devido às incertezas que
ainda permanecem, principalmente em
campos em início de produção e,
portanto, com poucos dados observados,
e às simplificações muitas vezes
necessárias no processo de simulação. A
análise probabilística nos estudos de
previsão de produção por meio da
simulação de reservatórios torna-se cada
vez mais necessária e já é um consenso na
indústria do petróleo. Portanto, surge a
necessidade de se considerar o ajuste de
histórico e a análise de incertezas como
processos integrados.
Na linha de integração com
incertezas, o objetivo das pesquisas tem
sido encontrar formas de como usar os
dados observados para reduzir as
incertezas dos atributos do reservatório,
tais como porosidade e permeabilidade,
por exemplo. O objetivo é encontrar uma
distribuição de probabilidades do
atributo, condicionada ao dado
observado, ao invés de encontrar um
valor determinístico.
O uso de informações provenientes da
sísmica 4D tem tido um crescente uso no
processo de ajuste de histórico. A
vantagem é que a sísmica traz
informações espaciais como, por
exemplo, distribuição de pressão e
saturação no reservatório após certo
tempo de produção, que pode ser
bastante útil na melhoria da
caracterização do reservatório. A
inclusão dessas informações de forma
quantitativa no ajuste de histórico é o
principal objetivo das pesquisas nessa
área.
Um aspecto importante a ser
destacado é que as pesquisas
desenvolvidas no UNISIM têm como
principal objetivo o desenvolvimento de
metodologias com potencial de aplicação
em casos práticos. De uma forma geral, os
principais aspectos norteadores das
pesquisas são (1) o entendimento físico
do problema sob o ponto de vista da
Engenharia de Reservatórios, (2) a busca
pela eficiência do processo por meio da
redução do esforço computacional em
termos de número de simulações e pela
busca de melhores soluções, e (3) o estudo
de casos reais ou com características
próximas a casos reais.
As metodologias desenvolvidas são
incorporadas na forma de ferramentas
computacionais. O objetivo é
disponibilizar para outros membros do
Grupo no sentido de facilitar a
continuidade das pesquisas. Apesar dos
softwares desenvolvidos terem com
principal alvo usuários internos,
incluindo alunos e pesquisadores, há
também o uso na Petrobras. Esse esforço é
realizado também em outras linhas de
pesquisa do UNISIM, não apenas na linha
de Ajuste de Histórico.
Apesar dos avanços significativos
obtidos ao longo dos últimos anos, e
apesar de ser uma linha de pesquisa bem
consolidada no UNISIM, ainda há muitos
desafios e muitos aspectos a serem
estudados. Um aspecto geral que ainda
vai demandar bastante esforço de
pesquisa é a questão da integração do
processo de ajuste de histórico com as
áreas de caracterização de reservatórios,
sísmica 4D e análise e gerenciamento de
incertezas. E esses desafios se tornam
ainda maiores quando são considerados
os reservatórios complexos típicos do
Pré-Sal.
CÉLIO MASCHIO
[email protected]
Jornal Plataforma SPE
[email protected]
SPE
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Um termo bastante comentado
atualmente na indústria do petróleo é
Garantia de Escoamento (Flow
Assurance, em inglês). De forma geral,
significa assegurar que os fluidos (água,
óleo e gás) produzidos por um
reservatório cheguem até a plataforma,
adotando estratégias e procedimentos
para que isso ocorra. A produção de
petróleo em águas profundas e ultra
profundas, em condições de baixas
temperaturas e altas pressões, são
grandes fatores de risco para o
escoamento nas tubulações submarinas,
podendo ocorrer desde a deposição de
parafinas, até o bloqueio por hidratos de
gás. Além destes problemas, podemos
destacar também: incrustações minerais
de sulfatos e carbonatos, deposição de
asfaltenos e naftenatos, baixa fluidez do
óleo, geração de emulsões, etc.
problema algum. Durante a produção, as
condições de pressão e temperatura vão
se alterando: o óleo chega à cabeça do
poço com temperatura em torno de 60°C e
pressão de 120kgf/cm2, e aí começam os
problemas, pois a temperatura do fundo
do mar está em torno de 4°C. Na linha que
liga a cabeça do poço à plataforma,
embora haja isolamento térmico, as
grandes distâncias fazem com que ocorra
um abaixamento significativo da
temperatura do óleo, chegando a 14°C na
plataforma. Com o abaixamento da
temperatura, as moléculas de parafina
começam a se cristalizar, depositando-se
nas paredes da tubulação, onde é a região
mais fria, diminuindo a vazão ou até
mesmo bloqueando-a. Há vários
métodos para a prevenção, como uso de
PIGs (raspadores de linha), injeção de
aditivos químicos e métodos térmicos.
Durante a produção, a passagem dos
fluidos (principalmente óleo e água) do
reservatório por válvulas e bombas gera
emulsões. Emulsões em que pequenas
gotículas de água estão dispersas num
meio contínuo de óleo são denominadas
do tipo água em óleo (A/O).
viscosidade, aumentando a perda de
carga na tubulação. Também é a que se
forma mais facilmente e é bastante
estável, ou seja, demora a separar as fases.
É estável porque o óleo tem agentes
emulsificantes naturais como asfaltenos e
resinas, estabilizando a emulsão. Para
que ocorra a separação de fases, é
necessário que as gotas de água dispersas
na fase contínua óleo se choquem para
coalescer, formando gotas cada vez
maiores, que por diferença de densidade,
irão se separar totalmente. Alguns
agentes desemulsificantes são usados
para promover a separação mais
rapidamente, considerando que o
petróleo deve chegar à refinaria com um
mínimo de água. Se durante a produção
formassem emulsões do tipo O/A,
ocorreria uma diminuição da viscosidade
da mistura, favorecendo o transporte.
Emulsão O/A
Deposição de parafinas
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VANESSA CRISTINA BIZOTTO GUERSONI
[email protected]
OUTUBRO
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Com o advento do pré-sal, onde o óleo
e o gás escoarão em ambientes de baixas
temperaturas, altas pressões e na
presença de vários contaminantes (CO2
H2S, etc), os problemas de garantia de
escoamento serão certamente um grande
desafio a ser vencido.
Eventos do Capítulo 2012
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O petróleo é uma mistura de
hidrocarbonetos complexos, entre eles
uma classe de moléculas chamada
parafinas, cuja composição molecular
Emulsão A/O
varia de C12 a C60 - das mais leves às mais
pesadas. Nas condições de pressão e
temperatura do reservatório, essas
Esta é o pior tipo de emulsão para a
espécies são fluidas e não ocasionam indústria de petróleo, pois aumenta a
En
LIVIA DE LUCA
Diretora do Capítulo SPE Unicamp
[email protected]
Fatores de risco que impactam no transporte do óleo e do gás produzidos
o
Prezado leitor, gostaria de discorrer
sobre um tema que devemos sempre ter
em mente: nossa responsabilidade como
engenheiros atuantes na área de petróleo.
Não aquela que nos remete à condição
imprescindível de termos um
conhecimento acadêmico sólido, mas sim
a que transcende a área técnica.
Isso porque a indústria do petróleo
exerce influência em todos os níveis
econômicos e sociais. Os hidrocarbonetos
são recursos estratégicos a serviço de um
país, e a maioria dos governos reconhece
o seu controle como política de Estado.
Além disso, sabemos que a
independência do petróleo está muito
distante, apesar dos investimentos
crescentes em pesquisas sobre energia
renovável e da intolerância em relação às
tragédias ambientais.
Por tais razões, há muitos jovens
profissionais atraídos por esta fascinante
indústria, o que reforça a necessidade de
refletirmos sobre o que realmente nos
impulsiona a tomar decisões quanto à
nossa carreira. Considerando-se que toda
profissão está inserida num contexto de
atuação, como o profissional pode
colaborar com seu meio além daquilo que
dele já é esperado? Cada um possui suas
peculiaridades e, em função do perfil que
se forma a partir delas, ele deve saber
responder a essa pergunta. Com a
resposta, pode ser feita uma rica análise
de como gerar resultados fora do âmbito
técnico. Há aqueles que foram
desenhados para contribuir com a área
acadêmica, há outros que têm aptidão
para uma vida no campo. Ou seja, alguns
irão contribuir com sua produção
científica, investigando meios de
melhorar a eficiência de processos
produtivos, enquanto outros irão
desenvolver equipamentos mais seguros
para auxiliarem na prevenção de
catástrofes ambientais.
Apesar das diferenças, todos nós
enfrentamos dificuldades da mesma
natureza, como aquelas de cunho social,
abandono governamental, entre outras.
Muitas serão as possibilidades, mas uma
ideia deve ser comum: o compromisso de
não fazermos apenas o mínimo.
Garantia de Escoamento
2
Carta ao
Leitor
04
28
22
MARÇO
21
Próximas Ações:
25/10:
Happy Hour
06 e 07/11:
Mini curso CMG
24/11:
Visita Keppel
Offshore & Marine
08/12:
o
3 Churrasco
Fique ligado!
Capítulo Estudantil SPE Unicamp
www.speunicamp.org.br
SPE
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SPE Student Chapter
Desenvolvimento da miscibilidade
durante a injeção de CO2 em reservatórios de
petróleo
A)
Fase rica em CO2
Métodos de deslocamento
miscível consistem em injetar
um fluido que se solubiliza
no óleo, formando um
sistema monofásico
A descoberta de reservas gigantes de
petróleo na região do pré-sal na costa do
Brasil, localizadas em águas ultraprofundas, alçou uma nova fronteira
tecnológica para a produção e exploração
de petróleo no país. Estudos divulgados
pela Petrobras prevêem que as reservas
do pré-sal são essencialmente compostas
por óleos leves e estão contidas em
reservatórios de natureza carbonática. A
densidade e a viscosidade do óleo e
características do reservatório, tais como
profundidade, temperatura, pressão,
porosidade e permeabilidade, têm
redirecionado o foco das principais
pesquisas sobre métodos avançados de
recuperação de petróleo (EOR) para
sistemas que contemplam a injeção de gás
no reservatório, sobretudo métodos que
prevejam deslocamento miscível.
Métodos de deslocamento miscível
constituem um dos mais antigos métodos
para recuperação adicional de petróleo e
consistem em injetar um fluido que
solubiliza-se no óleo, formando um
sistema monofásico. Os fluidos
comumente utilizados para este fim são
solventes orgânicos (líquido ou gás),
surfactantes e polímeros. O
deslocamento miscível em meio poroso
como EOR pode ser categorizado em três
principais processos: miscible slug,
enriched gas e lean gas. Estes processos
utilizam hidrocarbonetos leves como
fluido de injeção e, portanto, eles são
usualmente aplicados em reservatórios
de óleo leve. Devido a sua ampla
disponibilidade comercial e
propriedades singulares, o dióxido de
carbono (CO2) tem sido indicado como
um promissor solvente para óleo,
principalmente em condições
supercríticas. Além disso, a estimativa de
altos teores de CO2 no óleo (> 15%)
presente nas reservas do pré-sal levanta a
fatível possibilidade de re-injeção do CO2
recuperado da produção. Sob condições
típicas de reservatórios do pré-sal
brasileiro (temperatura de cerca de 65 °C
e pressões superiores a 6.000 psi), o CO2 se
encontra no estado supercrítico (Tc =30,9
°C e Pc = 1.070 psi) e tende a apresentar
CO2
Óleo
Fase rica em óleo
B)
CO2
Mistura
homogênea
Óleo
Representação dos processos de miscibilidade em múltiplos contatos (A) e ao primeiro contato (B)
entre petróleo e CO2
ampla solubilidade no petróleo,
principalmente se a proporção de
saturados no óleo é elevada.
Deslocamento miscível refere-se a
processos de recuperação em que inexiste
uma interface nítida entre o fluido
deslocante e o fluido deslocado. Isto
significa que a tensão interfacial entre
estes fluidos é nula. Sob esta condição, os
fluidos podem deslocar-se através do
meio poroso como uma fase homogênea.
A mútua solubilidade entre o fluido
injetado e o óleo, qual produzirá a
miscibilidade, depende da afinidade
química entre eles. Esta afinidade, por
sua vez, depende da composição do óleo,
da temperatura e da pressão. A
solubilidade pode ser estimada através
de ensaios experimentais, nos quais
sucessiva adição do soluto é realizada até
que o sistema monofásico deixe de existir.
A solubilidade pode também ser
estimada através de parâmetros de
solubilidade, tais como o parâmetro de
Hildebrand ou o parâmetro de Hansen,
sendo o primeiro o mais vastamente
empregado para prever o
comportamento de fases de compostos
apolares (ou levemente polares),
característicos do petróleo.
As condições nas quais os fluidos
formam uma solução homogênea sob
todas as proporções são denominadas
condições de miscibilidade. Para
assegurar as condições de miscibilidade
entre o óleo e fluido de injeção é
necessário manter o sistema sob
condições de pressão superiores à
pressão mínima de miscibilidade (MMP)
à temperatura dada. MMP representa a
pressão cujo contato entre o óleo e o
fluido de injeção produz uma fase
simples multicomponente. MMP pode
ser determinada através de cálculos
analíticos, através de correlações
empíricas e por meio de métodos
experimentais, que incluem técnicas
laboratoriais tais como rising bubble, slim
tube e gota pendente. Dentre as técnicas
experimentais, o slim tube tem mostrado
resultados mais acurados, uma vez que
considera o comportamento de fases
entre fluidos durante o escoamento no
meio poroso, simulando as condições de
reservatório. Uma mais rigorosa
estimativa das condições de
miscibilidade pode ser obtida através da
utilização de equações de estado. A
equação de Peng-Robinson e a equação
de Redlich-Kwong são frequentemente
empregadas com sucesso na previsão do
comportamento de fases de fluidos do
petróleo, sendo inclusive empregadas em
pacotes comerciais para simulação
computacional. Embora constituam
métodos mais acurados, o emprego de
equações de estados requer dados PVT
experimentais do sistema estudado.
Testes laboratoriais para obtenção de
propriedades PVT para sistemas do
petróleo consomem longo tempo de
experimento e necessitam de rigorosa
metodologia para obtenção de resultados
satisfatórios.
A injeção de etano, propano e butano
ou GLP (gás liquefeito do petróleo)
geralmente produz uma mistura
monofásica com o petróleo
imediatamente após o contato direto
entre eles. O processo assim estabelecido
é denominado miscibilidade ao primeiro
contato, em contraponto ao processo
05
formado através do contato dinâmico e
sucessivo entre as fases, conhecido como
miscibilidade em múltiplos contatos,
qual normalmente é verificada para
fluidos como metano, gas natural e
dióxido de carbono. A distinção entre os
dois processo pode ser visualizada
através da construção do diagrama
ternário do sistema.
Além da descrição do comportamento
de fase, métodos de EOR aplicando
deslocamento miscível devem considerar
a transferência de massa entre o fluido
deslocado e o fluido deslocante. A
transferência de massa entre as fases é
particularmente importante em sistemas
que alcançam a miscibilidade após
processos de multicontato entre elas, ou
seja, a miscibilidade entre o óleo e fluido
injetado é alcançado através de repetidos
contatos. Esses processos tem sido
tradicionalmente denominados de
enriched-gas drive ou condensing-gas
drive e constituem a chamada
miscibilidade dinâmica, qual é
caracterizada pela continua transferência
de componentes do óleo para o fluido de
injeção, ao mesmo tempo em que
componentes do fluido de injeção são
igualmente transferidos para o óleo. O
processo resulta na formação de uma
zona de transição (zona de mistura) que
movimenta-se ininterruptamente e cuja a
composição varia da composição do
fluido de injeção a composição do óleo.
O entendimento dos fenômenos
envolvidos em processos de
deslocamento miscíveis obtidos da
injeção de um fluido para a recuperação
do óleo contido no meio poroso exige
acurado estudo do comportamento de
fases de ambos fluidos deslocante e
deslocado, como também da mistura
formada entre eles. A estimativa das
condições de miscibilidade deve ser
suficientemente acurada e contemplar
possíveis perdas de pressão que
resultariam na mudança para
deslocamento imiscível, o que
geralmente produz menor fator de
recuperação, sobretudo em campos reais.
A descrição do comportamento de fases
deve considerar ainda fenômenos como
inchamento e difusão, além da
contribuição de forças de capilaridade e
tensivas que podem aprisionar o óleo no
meio poroso. Finalmente, em processos
WAG, os efeitos da acidificação da fase
aquosa devido a solubilização do CO2
devem ser ponderados de modo a avaliar
possíveis danos da rocha-reservatório,
bem como mudanças temporais em suas
propriedades petrofísicas.
RONALDO GONÇALVES DOS SANTOS
[email protected]
Jornal Plataforma SPE
[email protected]
SPE
International
UNICAMP
SPE Student Chapter
Carta ao
Curioso
Salve, meu bom!
Quero inaugurar esta coluna com um
pouco de metalinguagem antes de
engrossar o caldo. Este espaço se destina a
responder algumas dúvidas comuns e
reunir informações para que o leitor
conheça melhor a área de petróleo, suas
nuances e oportunidades.
Pensando nisso, para esta edição,
gostaria de apresentar um viés
panorâmico do campus da Unicamp,
indicando alguns pontos para quem
almeja conhecer mais sobre o setor
petrolífero durante um passeio de leve sugestão para o amigo Vinicius.
O roteiro começa perto da Lagoa, no
Centro de Estudos de Petróleo (Cepetro).
Trata-se de um núcleo interdisciplinar
voltado à pesquisa e ao incentivo aos
cursos de pós graduação, com 15
laboratórios. Subindo a ladeira,
chegamos no Instituto de Matemática,
Estatística e Computação Científica
(IMECC), onde há o grupo de Geofísica
Computacional, que analisa dados
sísmicos da prospecção de petróleo.
Partimos agora para a Faculdade de
Engenharia Mecânica (FEM), cujo
Departamento de Engenharia de Petróleo
(DEP) dá suporte para muitas linhas de
pesquisa e abriga o Capítulo Estudantil
SPE Unicamp, o qual promove atividades
acadêmicas como mini cursos, palestras,
visitas técnicas e o workshop (associese!). Finalmente, cruzamos a Praça da Paz
em direção ao Instituto de Geociências
(IG), que conta com o Departamento de
Geologia e Recursos Naturais (DGRN),
onde pesquisadores e professores
estudam a formação dos reservatórios de
petróleo.
Prezado, para um dia de caminhada e
uma coluna do jornal, acho que é
suficiente! Mande suas dúvidas! Gracias!
LUCAS ROMPATO V. E SOUZA
Diretor do Capítulo SPE Unicamp
[email protected]
06
UNISIM completa 16 anos de dedicação à pesquisa
Prof. Dr. Denis Schiozer conta a formação e a gestão do grupo de pesquisa UNISIM
Criado em 1996, o grupo de pesquisa
UNISIM está completando 16 anos de
existência. Sempre voltado ao
desenvolvimento e à disseminação de
pesquisas na área de simulação numérica
e gerenciamento de reservatórios de
petróleo, o órgão pertence ao
Departamento de Engenharia de Petróleo
da Faculdade de Engenharia Mecânica da
Universidade Estadual de Campinas
(UNICAMP) e conta com o apoio do
Centro de Estudos de Petróleo
(CEPETRO).
O UNISIM tem como base um tripé
que é constituído pelo Departamento de
Engenharia de Petróleo (DEP-FEM), pelo
CEPETRO e pelo curso de pós-graduação
em ciências e engenharia de petróleo
(CEP). Desde que foi concebido, o grupo
mantém o desafio de transformar o
potencial humano e os recursos
financeiros em conhecimento e inovação
na área de engenharia de petróleo no
Brasil.
"O objetivo do grupo é criar uma
infraestrutura de pesquisa (física e
administrativa) capaz de desenvolver
pesquisa de qualidade e, com o apoio da
UNICAMP, produzir resultados de
qualidade e com reconhecimento
internacional", afirmou o professor e
coordenador-geral do grupo, Denis José
Schiozer.
Depois desse longo caminho
percorrido, Schiozer lembra as
dificuldades e os desafios que se impõem
na formação e no gerenciamento de
grupos de pesquisa no Brasil. Mas, se são
muitas as adversidades, elas tornam as
conquistas mais gratificantes. E os
resultados podem ser dimensionados.
"As maiores mudanças até hoje foram
devido ao crescimento do grupo, em
todos os sentidos, principalmente quanto
ao número de pessoas, resultados,
financiamento, quantidade de projetos e
estrutura física", disse.
Atualmente, cerca de 50 profissionais,
entre professores, pesquisadores, alunos
e técnicos, fazem parte do UNISIM. O
grupo conta, também, com o apoio de
inúmeras outras pessoas da
Universidade, tanto nas pesquisas
quanto na parte administrativa.
O trabalho foi iniciado por meio de um
projeto de pesquisa com financiamento
da Petrobras e da Fundação de Amparo à
Pesquisa do Estado de São Paulo
(FAPESP), fruto de uma parceria de
inovação tecnológica.
ATUAÇÃO
O UNISIM coleciona nesses 16 anos de
existência 17 prêmios, formação de 65
alunos de pós-graduação, 28 alunos de
especialização, 35 alunos de graduação,
outros alunos formados em cursos
diversos, 40 projetos financiados por
empresas e órgãos de fomento, além de
300 publicações.
O foco é o desenvolvimento de
metodologias para o processo de decisão
ligado ao desenvolvimento e ao
gerenciamento de campos de petróleo,
tendo como base modelagem de
reservatórios por meio da simulação
numérica.
Considerando esse foco, as linhas de
pesquisa do UNISIM buscam a criação de
metodologias e ferramentas integradas
com o processo de caracterização
geológica de reservatórios, engenharia de
produção, economia, modelagem
numérica, otimização, computação
paralela, estatística, sísmica, entre outras.
Segundo Schiozer, o mercado da área
do petróleo está muito aquecido, tanto na
demanda de recursos humanos
qualificados numa área bastante
especializada, com grande crescimento
no Brasil, quanto na demanda de
inovação e disseminação de
conhecimento. "Com o aumento do
financiamento em pesquisa na área de
APOIO
petróleo no Brasil, aumentaram as
possibilidades, mas também a
responsabilidade de usar bem esses
recursos para benefício do País", explicou
o coordenador, que está à frente do
UNISIM desde sua implantação.
O grupo recebe apoio financeiro de
vários parceiros, com destaque para a
Petrobras, que responde por cerca de 2/3
do total de financiamentos. Conta ainda
com apoio de órgãos de fomento
(FAPESP, CNPQ, FINEP, CAPES) e
mantém projetos recentes com a BAKER,
BG, Statoil e outros financiadores.
Outros parceiros de peso são a
UNICAMP, a Fundação de
Desenvolvimento da Unicamp
(FUNCAMP), além de universidades
parceiras no Brasil e no exterior,
envolvendo a cooperação de professores
e alunos.
PRINCIPAIS LINHAS
DE PESQUISA DO
UNISIM
Ajuste de histórico e integração
com sísmica 4D
Otimização de produção com
poços inteligentes
Representação de
heterogeneidades críticas
Seleção de estratégia de
produção sob incertezas
Simulação de processos
envolvendo CO2
Simulação de reservatórios
fraturados
NATALIA GALATI
[email protected]