Nossas soluções em óleo e gás foram desenvolvidas com as seguintes aplicações:
Petrofísica Digital para Determinação de Curvas de Krel de Gás Condensado baseado em modelo de Rede de Poros
A produção de campos de gás condensado é bastante desafiadora, já que a depleção do reservatório pode levar a um bloqueio dos poros perto dos poços produtores pela fase líquida formada, reduzindo drasticamente a produção de gás. O otimização da produção passa pela etapa de simulação dos diferentes cenários de produção desses campos. Esta simulação usa as curvas de permeabilidade relativa das diferentes fases para descrever o comportamento do escoamento. Curvas de permeabilidade relativa podem ser determinadas experimentalmente. Esses testes são complexos e demorados, especialmente no caso de gás condensado.
A solução proposta utiliza uma modelagem composicional em uma rede de poros para calcular as curvas de permeabilidade relativa das fases gás e condensado em função da composição dos fluidos, condições de operação e geometria do espaço poroso. A ferramenta desenvolvida recebe imagens tomográficas do espaço poros, características de molhabilidade e composição do gás para calcular as curvas de Krel, permitindo um cálculo preciso em em tempo e custo bastante reduzido em comparação a determinação experimental. A ferramenta permite também a análise de diferentes métodos de recuperação, como alteração de molhabilidade e injeção de gás, nas curvas de permeabilidade relativa.
Determinação de Permeabilidade Equivalente de Meios Carstificados por análise de imagens e técnicas de IA:
A simulação de reservatórios carstificados é geralmente realizada com o uso de modelos de dupla porosidade-permeabilidade. Nestes modelos, um importante parâmetro de entrada é o valor da permeabilidade equivalente da matriz porosa, levando em conta o efeito das pequenas cavernas e fendas presentes no meio que é considerado a matriz porosa. A determinação da permeabilidade equivalente pode ser feita experimentalmente. Esses experimentos são demorados e cada nova amostra deve ser testada, já que o valor da permeabilidade equivalente é uma função não apenas da macroporosidade das cavernas, mas também de sua distribuição espacial no meio.
A solução proposta utiliza redes neurais convolucionais para determinar a permeabilidade equivalente de amostras carstificadas a partir da análise de imagens tomográficas. A rede é treinada por resultados experimentais e de simulação usando o modelo de Brinkman para uma grande variedade de amostras carstificadas. O uso da ferramenta permite a determinação da permeabilidade equivalente de uma forma muito mais rápida e a um custo muito menor do que a sua determinação experimental.
Caracterização de Reservatórios por Análise de Transientes de Pressão e Temperatura:
Testes de produção ou injeção em poços são comumente utilizados para caracterização de parâmetros de reservatórios e estimativa do potencial de produção de um campo de petróleo. Estes testes tipicamente consistem na medição e interpretação da resposta da pressão a uma dada alteração das condições de produção ou injeção. Nas últimas décadas, verificou-se o crescimento do uso de sensores permanentes instalados ao longo dos poços, fornecendo uma grande quantidade de dados de pressão e temperatura. O uso desses sensores, bem como técnicas avançadas de analise de dados, têm aumentado consideravelmente a qualidade das estimativas, contribuindo para a diminuição das incertezas na estimativa das propriedades dos reservatórios e para um melhor planejamento de produção do campo.
A solução desenvolvida determina parâmetros do reservatório em função da evolução do sinal de pressão e temperatura medidos no poço através da solução do problema inverso usando filtros de Kalman (ES-MDA). O uso combinado do sinal de pressão e temperatura no qual a metodologia é baseada permite de forma rápida e precisa a determinação da permeabilidade na região próxima ao poço e também a evolução do dano com o tempo baseado na resposta transiente de testes de poço.
