Experimentos numéricos para deposição de parafinas com modelo Multisólido

Este trabalho objetiva a construção de estruturas robustas e computacionalmente eficientes para a solução do problema de deposição de parafinas do ponto de vista do equilíbrio sólido-líquido. São avaliados diversos modelos termodinâmicos para a fase líquida: equação de estado de Peng-Robinson e os modelos de coeficiente de atividade de Solução Ideal, Wilson, UNIQUAC e UNIFAC. A fase sólida é caracterizada pelo modelo Multisólido. A previsão de formação de fase sólida é inicialmente prevista por um teste de estabilidade termodinâmica. Posteriormente, o sistema de equações não lineares que caracteriza o equilíbrio termodinâmico e as equações de balanço material é resolvido por três abordagens numéricas: método de Newton multivariável, método de Broyden e método Newton-Armijo. Diversos experimentos numéricos foram conduzidos de modo a avaliar os tempos de computação e a robustez frente a diversos cenários de estimativas iniciais dos métodos numéricos para os diferentes modelos e diferentes misturas. Os resultados indicam para a possibilidade de construção de arcabouços computacionais eficientes e robustos, que podem ser empregados acoplados a simuladores de escoamento em dutos, por exemplo.

Nova metodologia para caracterização litológica das rochas carbonáticas do pré-sal com base na perfilagem e espectroscopia de poço

O cenário mundial de crescimento está favorecendo uma demanda cada vez maior por petróleo e gás. Para se adequar a esta demanda crescente, as companhias petroleiras têm perfurado em regiões de águas profundas e com caráter geológico particular, como os depósitos carbonáticos recém explorados no Brasil pela Petrobras e que entraram em produção a partir de 2008. Para a produção de hidrocarbonetos é preciso um conhecimento profundo das rochas que os contém. Isto se deve ao fato que os sensores usados para detectar hidrocarbonetos no processo conhecido como perfilagem de poço na indústria petroleira são influenciados em suas medições pelas características das rochas. No caso deste trabalho, carbonatos do pré-sal, aparece uma complicação adicional em termos litológicos que é a presença do mineral Estevensita que não é comumente encontrado em ambientes carbonáticos. Em função de não haver uma forma de detectar sem ambiguidades o mineral Estevensita (rico em magnésio) com a Dolomita (também rica em magnésio), e levando-se em consideração o fato de que a Estevensita fecha os poros da rocha (rocha não reservatório) enquanto a Dolomita normalmente pode ser uma excelente rocha reservatório é de fundamental importância conhecer se o magnésio é proveniente da Estevensita ou do processo de dolomitização do carbonato (substituição de cálcio por magnésio). Não existe hoje em dia uma metodologia de perfilagem de poço que possa indicar a proveniência do magnésio. Estevensita ou Dolomita? Rocha reservatório ou não-reservatório? O objetivo deste trabalho é prover respostas às perguntas acima. Desenvolver uma forma de analisar os minerais presentes no pré-sal através da perfilagem e espectroscopia de poço e fazer a separação entre os diversos constituintes das rochas encontradas no pré-sal. O pré-sal brasileiro é constituído por litologia carbonática complexa, sendo a seção rifte formada por coquinas e a seção sag por microbialitos. Estas rochas foram depositadas antes da deposição da camada de sal no fim do Aptiano. Para atingir o resultado esperado neste trabalho serão utilizadas medições convencionais e não convencionais no laboratório com rochas análogas ao pré-sal e minerais puros tais como a Estevensita a fim de determinar respostas padrão para serem utilizados em programas de análise de registros de perfilagem. O produto final deste trabalho é desenvolver um procedimento para determinação de litologia no pré-sal brasileiro através de registros a cabo (wireline) ou enquanto se perfura (Logging While Drilling - LWD)