Cooperações Tecnológicas Petrobras - Gêmeos Digitais de Curvas de Permeabilidade Relativa de MERO

• Área: Exploração e Produção de Petróleo e Gás Natural - Onshore e Offshore.
• Tema: Recuperação Avançada de Petróleo.
• Subtema: Caracterização e Engenharia de Reservatórios.
• Desafios:
  • Heterogeneidade multiescala (macro e microporos) e integração de escalas.
  • Monitoramento in situ de saturação e pressão com instrumentação sofisticada.
  • Ensaios em ambiente HPHT com CO2 (segurança, estabilidade de fases, molhabilidade).
  • Limitações de resolução em microtomografia e necessidade de técnicas complementares e processamento avançado.
  • Integração experimental e numérica (micro-CT, modelagem, simulação multifásica em poros, otimização para ajuste histórico).
  • Representatividade das curvas para aplicação em modelos de reservatório.

• ICTs
• Empresas com fins lucrativos

Instituições de pesquisa e laboratórios com capacidade técnica para realizar ensaios complexos de permeabilidade em rochas carbonáticas

Possuir infraestrutura laboratorial para ensaios de permeabilidade em rochas carbonáticas, com capacidade de imageamento 3D e testes em condições de reservatório

• TRL pretendido: 4–6.
• CRL pretendido: 4–6.
• Capacidade de executar ensaios de KR em regimes SS, SRUSS e MRUSS em condições de reservatório com restauração de molhabilidade, pressões até 15.000 psi (confinamento) e 10.000 psi (poros) e temperatura até 90°C, incluindo CO2.
• Capacidade de imageamento 1D/2D/3D com aquisição rápida (varredura a cada 10 s; três varreduras em 90 s) e micro-CT/tomografia médica.
• Capacidade para medir pressão capilar, tensão interfacial e ângulo de contato em HPHT.
• Competência em simulação em escala de poros (PNM, LBM etc.) e processamento avançado de imagens.
• Caso alguma condição não seja viável, delimitar claramente os limites na proposta.

• Processo seletivo sistematizado e contínuo para seleção de parceiros tecnológicos
• Suporte financeiro para desenvolvimento do projeto de PD&I
• Cooperação com o corpo técnico da Petrobras para desenvolvimento dos projetos

Não especificado

• Prazos gerais: desenvolvimento da solução em 48 meses.
• Evento (Live): 05/12/2025, 10:00–12:00.
• Prazo para envio da proposta: 24/12/2025.
• Etapas técnicas do projeto de P&D:
  • Captura de imagens 3D (micro-CT e tomografia médica) de amostras em diferentes condições (secas, saturadas e residuais) em todas as amostras ensaiadas.
  • Ensaios de traçador com aquisição 3D ao longo do tempo e coleta/análise de efluentes; processamento para mapa 3D de permeabilidade absoluta na resolução do tomógrafo médico.
  • Medição de permeabilidade relativa em regimes permanente (SS) e transiente (SRUSS, MRUSS) em condições de reservatório (HPHT, restauração de molhabilidade), incluindo imageamento em parte dos ensaios.
  • Realização, no período de P&D (4 anos), de 24 trios SS/SRUSS/MRUSS sem imageamento; 16 trios com imageamento 1D/2D; 8 trios com imageamento 3D. Exigência de velocidade de aquisição capaz de varrer amostra de 1,5" x até 10 cm a cada 10 s, com pelo menos três varreduras em 90 s.
  • Estimativa de necessidade de equipamentos: 3 sistemas de KR sem imageamento, 2 com imageamento linear (1D/2D) e 1 com imageamento 3D (tomógrafo médico).
  • Experimentos de pressão capilar (embebição água-óleo e gás-óleo) com óleo morto e até 60°C.
  • Determinação de tensão interfacial e ângulo de contato (água-óleo, CO2-óleo, CO2-água) em HPHT.
  • Caracterização mineralógica, porosidade e textura por análises petrográficas.
  • Simulação de escoamento em escala de poros (PNM, LBM etc.) para entender variações de KR e criar modelos preditivos.
  • Geração de gêmeos digitais capazes de representar e, se possível, prever ensaios SS, MRUSS e SRUSS na mesma amostra.

• Recursos materiais e humanos necessários ao projeto.
• Infraestrutura predial e de equipamentos para execução dos ensaios.
• Equipamentos de ensaio de permeabilidade relativa: estimados 3 sistemas sem imageamento, 2 com imageamento linear (1D/2D) e 1 com imageamento 3D (tomógrafo médico).
• Instrumentação para condições de reservatório HPHT (até 15.000 psi confinamento, 10.000 psi poros, até 90°C), incluindo operação com CO2.
• Sistemas de microtomografia e tomografia médica e capacidade de aquisição rápida (varreduras a cada 10 s).
• Itens para ensaios: traçadores, salmouras (incluindo de contraste), CO2, coleta e análise de efluentes.
• Equipamentos e insumos para medir pressão capilar, tensão interfacial e ângulo de contato em HPHT.
• Capacitação de laboratório (infraestrutura, equipamentos e pessoal) visando fase 2 (possível trifásico/WAG).
• Recursos para análises petrográficas/mineralógicas.
• Ferramentas e recursos para simulação em escala de poros (PNM, LBM etc.) e processamento de imagens.

• Proposta deve conter todos os recursos materiais e humanos necessários, incluindo infraestrutura predial e de equipamentos.
• Evidenciar infraestrutura já disponível.
• Planejamento de entregas (quando cada fase será iniciada e concluída), incluindo fases preparatórias e fases que possam ser adiantadas pela infraestrutura existente.
• Descrição e detalhamento dos grandes custos (itens >5% do valor total da proposta).
• Indicar quais ensaios/etapas podem ser adiantados com a infraestrutura já existente.
• Apresentar infraestrutura solicitada e existente e o cronograma de entrega de resultados parciais possíveis com a infraestrutura existente.