Site do LASG: www.lasg.poli.usp.br

Coordenador: Prof. Dr. Marcio Augusto Sampaio Pinto

Este laboratório foi concebido e criado em 2016 com o apoio da diretoria da Escola Politécnica, através da autorização do prof. Dr. José Roberto Castilho Piqueira em transferir recursos de infraestrutura oriundos da Fapesp. Contou também com o apoio do departamento de Minas e de Petróleo (PMI).

Foi criado com a finalidade de realizar pesquisas de ponta em simulação e gerenciamento de reservatórios de petróleo, buscando atender às demandas de pesquisa da nova fronteira exploratória do Pré-sal na Bacia de Santos, bem como gerar recursos humanos altamente qualificados para a indústria de petróleo. Dessa forma, busca criar as condições de trabalho para os pesquisadores nos mais diversos níveis, desde os alunos de graduação, através da iniciação científica e trabalhos de conclusão de curso, alunos de pós-graduação, mestrado e doutorado, e até pesquisadores mais experientes como os de pós-doutorado.

 Áreas de atuação

Métodos miscíveis e térmicos de recuperação: os métodos de recuperação avançada requer a substituição da simulação do tipo “Black-oil” pela composicional e térmica, necessário para realizar o escoamento multifásico, bem como a transferência de calor e massa dos componentes das fases óleo e gás. Entender e modelar os processos físicos destas simulações torna-se uma etapa crucial desta pesquisa;

Gerenciamento do campo: todos os métodos de recuperação avançada implicam em custos adicionais. O gerenciamento do campo requer a avaliação econômica apropriada, considerando os custos e receitas adicionais dos processos de recuperação implementados;

Otimização da explotação: para otimizar os processos de recuperação avançada são necessários métodos de otimização que sejam eficientes e robustos. Os candidatos mais promissores atualmente são os algoritmos genéticos (GA) e a aproximação estocástica com perturbação simultânea (SPSA). Esses métodos são livres do cálculo de gradientes, demandando menos tempo computacional. Essa linha busca aplicá-los e aperfeiçoá-los nas mais diferentes aplicações;

Métodos de diminuição do tempo de simulação: como as simulações atuais demandam um custo computacional mais elevado, torna-se necessário o estudo de técnicas para acelerar o processo. Existem basicamente duas formas de realizar esta etapa. Uma delas é por substituição e a outra, internamente nos cálculos numéricos do simulador. Dentre estes podemos citar os modelos substitutos (do inglês, surrogate models) e os modelos de redução de ordem, respectivamente. Entre os modelos substitutos temos: as superfícies de resposta, krigagem, planejamento experimental, redes neurais, entre outros. Já entre os modelos de redução de ordem os mais conhecidos são a decomposição ortogonal própria (POD), trajetória linear por partes (TPWL), o método híbrido POD-TPWL, etc. Esta linha busca integrar estes métodos e aperfeiçoá-los para a obtenção da redução do tempo de simulação, sem comprometer a qualidade dos resultados;

Caracterização de reservatórios carbonáticos: análises experimentais das rochas, dos fluidos, e o entendimento das interações rocha-fluido e fluido-fluido de amostras torna-se vital para o entendimento do comportamento e modelagem dos reservatórios carbonáticos do pré-sal para estudos de simulação. No sistema WAG, por exemplo, é necessário avaliar também a molhabilidade das rochas devido ao efeito de histerese, efeitos de dissolução, solubilidade, etc. Esta linha busca a melhor caracterização dos reservatórios carbonáticos, bem como a integração multiescalar das diversas técnicas;

Aplicação de poços inteligentes: como os reservatórios do pré-sal são muito heterogêneos, a aplicação da completação inteligente torna-se recomendável. Esta linha visa estudar as melhores condições de aplicação e formas de controle das válvulas, sempre avaliando o risco versus retorno;

Otimização sob incertezas: no desenvolvimento de um campo de petróleo existem três incertezas principais, a incerteza econômica, a geológica e a técnica. Levar em consideração esses cenários probabilísticos torna o processo mais próximo da realidade de um projeto de E&P, gerando estimativas mais confiáveis;

Ajuste de histórico: Estudos na literatura vêm empregando filtros Kalman de conjuntos com sucesso no ajuste de histórico de modelos de reservatório. Esta linha visa a aplicação e desenvolvimento dessas técnicas no aperfeiçoamento do ajuste.

Análise do Impacto do Fraturamento Hidráulico: visa avaliar o aumento da recuperação em reservatórios submetidos ao fraturamento hidráulico, levando-se em conta os custos para realizar essas operações. Atuamente esta técnica tem sido amplamente utilizada em reservatórios de shale/tight gas, buscando desprender o gás retido nos poros desses reservatórios de baixa permeabilidade.

Otimização em tempo real: realizar uma otimização em tempo real, com o reservatório em produção, requer a aquisição dos dados de produção, o ajustamento do histórico e a otimização dos parâmetros de produção com o modelo ajustado. Esse processo se torna cíclico, uma vez que o modelo de simulação deverá honrar os dados vindos da produção ao longo de toda a vida do campo.

Aplicações da Teoria de Opções Reais: busca captar o valor da flexibilidade dos projetos de E&P devido às várias fontes de incerteza embutidas, quer seja de natureza econômica, geológica ou técnica/operacional. Esta linha busca tornar cada vez mais prática a aplicação do TOR na indústria de petróleo.