reservatórios

Reservatórios - 1
Índice
1) Objetivos da Engenharia de reservatórios;
2) Propriedades básicas;
3) Regimes de fluxo;
4) Classificação dos reservatórios;
5) Fluídos produzidos;
6) Mecanismos de produção;
7) Estimativa de reserva;
8) Métodos de Recuperação.

Reservatórios - 2
Objetivos da Engenharia de Reservatórios
a)Conhecer o fluido contido na rocha-reservatório;
b)Conhecer as propriedades da rocha-reservatório (porosidade,
permeabilidade, capilaridade, saturação...);
c)Desenvolver modelo teórico do reservatório que traduz
comportamento passado e previsão futura deste reservatório;
d)Conhecer os mecanismo de produção do reservatório;
e)Prever a vazão de produção e o volume da reserva de
hidrocarbonetos;
f)Propor métodos de recuperação convencional ou especial.

Reservatórios - 3

Reservatórios - 4
Propriedades básicas :
Da rocha são:
1. Porosidade (já vista);
2. Compressibilidade;
3. Saturação
4. Permeabilidade absoluta;
5. Permeabilidade efetiva;
6. Permeabilidade relativa.
7. Mobilidade.

Reservatórios – 5 – propriedades básicas
2 - Compressibilidade: ao ser retirado uma certa quantidade
de fluídos do interior da rocha, a pressão cai e os poros têm
seu volume reduzido.
Assim a compressibilidade efetiva (Cƒ) da formação é:
Cƒ = (ΔVp / Vp )/ ΔP, onde:
Cƒ = compressibilidade efetiva da rocha;
ΔVp = variação do volume poroso;
Vp = volume poroso inicial;
ΔVp / Vp = variação fracional do volume;
ΔP = variação da pressão.

3 - Saturação: como os poros da
rocha contém água, para estimar a
quantidade dos fluídos temos que
conhecer o percentual de cada
fluido nos poros, isso se denomina
saturação.
Saturação de óleo: So =Vo/Vp
Saturação de gás: Sg =Vg/Vp
Saturação de água: SW =VW/Vp
Lembrar: Vp = volume poroso inicial.
A saturação de água que não
consegue ser produzida de um
reservatório é a “água conata”.

Reservatórios - 7 - propriedades básicas
4 - Permeabilidade absoluta: é a medida da capacidade da rocha
permitir o fluxo de fluido. Quando existe apenas um fluído saturando a
rocha, pode-se obter a permeabilidade absoluta (lei de Darcy).
k = (q x µ x L)/ (A x (P1 – P2))
Onde:
q = 1 cm³/s, µ (viscosidade) = 1cp,
L (comprimento) = 1 cm,
k = constante de permeabilidade,
A (área) = 1 cm² , (P1 – P2) = 1 atm.
Nessas condições temos que
k = 1 Darcy (usa-se também em mD).

4- Permeabilidade absoluta: como o fluído num reservatório se
desloca radialmente em direção ao poço, temos a equação de Darcy
para o fluxo radial:
q=(2∏kh(Pe –Pw))/(µ ln(re/rw))
µ = viscosidade do fluído.
Pe =pressão estática se for inicial
ou na periferia. Pw= pressão no
poço. Meio poroso com altura=h.
k = constante de permeabilidade
Pe
Pw
rw

Reservatórios – 9 - propriedades básicas
4 - Permeabilidade absoluta: unidades da fórmula da lei de
Darcy: q = C x (2 x ∏ x k x h x(Pe – Pw))/(µ x ln(re/rw)). Para usar
unidades de campo multiplicar a formula pela constante ”C” = 1,127 x
10ˉ³.
Variável Símbolo Unidade Darcy Unidade de
Campo
Vazão q cm/s bbl/d
Permeabilidade k Darcy md
Área A cm² ft²
Pressão p atm psi
Viscosidade µ cp cp
Comprimento L cm ft

5 - Permeabilidade efetiva: a rocha reservatório contém sempre
dois ou mais fluídos e a permeabilidade absoluta não é suficiente para
medir a facilidade de cada um dos fluidos se movimentar.
As permeabilidades efetivas para óleo, gás, e água são ko, kg e kw.
As Permeabilidades efetivas dependem da saturação de cada fluído no
meio poroso. Cada valor de saturação corresponde a uma valor de
permeabilidade efetiva àquele fluído.

6 - Permeabilidade relativa: é a permeabilidade efetiva
normalizada, ou seja, dividida pela permeabilidade absoluta. O gráfico
a baixo mostra como obter a permeabilidade relativa. As
permeabilidades relativas ao óleo, água são Kro e Krw.
(Feitura do gráfico, ver quadro abaixo)
Injeta-se óleo num cilindro poroso cheio de água (exp.
Darcy). Enquanto o volume de óleo é insuficiente, só flui
água. O óleo apenas reduz o espaço para a água se
deslocar. A partir da saturação crítica de óleo o fluido
resultante passa a ser de água-óleo. A medida que se
injeta óleo o “kro” aumenta e o “krw” diminui. O
experimento termina quando a água para de fluir e fica a
saturação irredutível. Fazendo o processo inverso,
saturação de 100% de óleo, a água irá fluir quando
atingir a saturação irredutível. O óleo para de fluir
quando atingir a saturação de óleo residual.
Sat.
Crítica

7 - Mobilidade λ
A mobilidade do óleo (f. deslocado) e da água (f. deslocante) é dada
por são λo= ko/µo e λw= kw/ µw.
Assim, a mobilidade depende também da saturação dos fluídos na
rocha. Se a água tiver maior mobilidade que o óleo, essa tende
quando injetada a passar na frente do óleo (finger).

Reservatórios - 13
Índice
1) O que é?

Reservatórios - 14
Regimes de fluxo:
O movimento dos fluidos em meios porosos é regido por equações
baseadas na lei empírica de Henry Darcy, que tomam diferentes
formas segundo o fluido (óleo, gás), os tipos de fluxo (linear, radial) e
os regimes de fluxo (permanente, pseudopermanente e transiente).
Para as equações são adotadas as premissas simplificadoras:
- Reservatório de espessura constate;
- Homogêneo nas propriedades da rocha;
- Isótropo em relação a permeabilidade
- Saturado de um único fluído;
- Poço é completado em todo intervalo produtor.

Reservatórios - 15
Regimes de fluxo são três:
1) Fluxo em estado permanente (Steady-state flow);
2) Fluxo em estado pseudopermanente (Pseudosteady-state
flow);
3) Fluxo em estado transiente (Unsteady-state flow).

Reservatórios – 16 - Regimes de fluxo
1) Fluxo em estado perma-
nente
Admite-se que que a célula
“radial” tem realimentação e a
pressão no limite do reservatório
e (Pe) permanece constante. Isso
ocorre nos mecanismos de
produção de “influxo de água” e
“injeção de água”. O modelo é
dado pela equação.
Pe–Pw=(q.µ.(lnre/rw)-1/2)/(2∏kh).
(“Pe” pode ser substituído pressão média
=P̅).
Pw
ÓLeo
p̅

Reservatórios – 17 – Regimes de fluxo
2) Fluxo em estado
pseudopermanente:
Admite-se que o reservatório já
produziu por um período para
atingir o limite externo, ou seja,
saiu do fluxo transiente, mas a
célula “radial” não tem
realimentação. A solução para o
modelo é dado pela equação a
seguir:
P̅–Pw=(q.µ.(ln re/rw)-3/4)/(2∏kh)

Reservatórios – 18 – Regimes de fluxo
3) Fluxo em estado transiente:
Quando é colocado um poço em produção, demora-se para entrar nas
condições de fluxo estabilizado, ou seja, enquanto o distúrbio (Pe –
Pw) não atingir o limite do reservatório estamos num fluxo
denominado de regime de fluxo transiente.
As equações do fluxo transiente são detalhadas na disciplina de
reservatórios, como as demais equações dos outros estados de fluxo.

Reservatórios -19
Índice

Reservatórios – 20 – Classificação dos reservatórios
Para compreender a classificação dos reservatórios são necessários os
conceitos sobre: ponto de bolha, ponto de orvalho e pressão de
saturação.
Para um óleo com pressão P1 e
temperatura T1 esta 100 % no estado
líquido. Mantida a pressão constante e
aumentando-se a temperatura até o
ponto 3, temos o ponto de bolha.
Qualquer aumento de temperatura os
compostos mais leves tendem ficam na
eminência de passar para a fase gasosa.
Aumentando a temperatura para o
ponto 2, 75% permanece no estado
líquido e 25% no estado gasoso ( temos
duas fases).
3
4

Continuação
3 4
Nas partes internas das curvas
teremos sempre 2 fases. Aumentando
a temperatura, até o ponto crítico,
ainda teremos duas fases. Ao
ultrapassar o ponto crítico temos só
gás. No ponto 4 só há a fase gasosa.
Se resfriarmos a partir do ponto 4 até
o ponto crítico, chega-se ao PONTO DE
ORVALHO, quando as frações mais
pesadas ficam na eminência de se
liquefazer. Continuando a reduzir a
temperatura, teremos duas fases.
Pressões maiores que a
cricondenbária e temperaturas acima
da cricondenterma o hidrocarboneto
estará num único estado.

Classificação dos reservatórios:
São classificados em 3 tipos em função das diferentes
composições de misturas:
1. Reservatório de óleo;
2. Reservatório de gás;
3. Reservatórios que possuem as duas fases em equilíbrio.

1 - Reservatório de óleo: de acordo com a posição
que ocupa no diagrama de fases pode ser de óleo
saturado ou subsaturado. Saturado é quando
começa o gás se separar do óleo (ponto 1). No ponto
“R” diz-se subsaturado.
Na figura 7.10 o fluído no reservatório se
encontra no ponto “R” do diagrama de fases.
Tendo uma única fase. No trajeto para a
superfície, ponto “S” temos a redução de
temperatura e da pressão. Então, na
superfície temos duas fases, cerca de 60 % de
óleo e 40 % de gás. No reservatório, com a
produção contínua, a pressão decresce mas a
temperatura permanece constante.

2 - Reservatório de gás:
É quando se encontra no estado gasoso nas condições do
reservatório. No diagrama de fases esta a direita do ponto
de orvalho.
O gás pode ser: úmido, seco ou retrógado. Se o gás na
superfície ao ser separado dos pesados gerar certa
quantidade de líquidos é chamado de gás úmido. Se não
gerar líquido é gás seco.
O gás é retrógado quando pela queda da pressão uma parte
do gás se transforma em condensado no reservatório.
Continuando a queda de pressão essa parte volta para o
estado gasoso.

Reservatórios - 25
Índice

Reservatórios - 26
Fluidos produzidos e relações:
Um comportamento esperado para um reservatório de óleo é que ele
produza óleo, gás associado e água. As vazões dos fluídos são sempre
medidas na superfície a 20 ̊̊C e 1 atm. As caraterísticas dos fluídos são:
1. Produção de óleo;
2. Produção de gás;
3. Produção de água;
4. RGO, RAO e BSW;
5. Fator volume de formação de gás;
6. Fator volume da formação de óleo.

Reservatórios – 27 – Fluidos produzidos
1 - Produção de óleo: é a parte medida na fase líquida na
superfície. Se uma parcela de um hidrocarboneto gasoso nas
condições de superfície é líquida, chama-se de LGN (Líquido de Gás
Natural).
2 - Produção de gás: é a parte medida na fase gasosa na superfície.
Composta pelo gás que se encontrava livre no reservatório, mais o gás
que sai de solução do óleo e mais o gás que estava dissolvido na água.
3 - Produção de água: se a saturação de água for inferior a
saturação crítica não haverá produção de água.

RGO, RAO e BSW;
A razão gás-óleo (RGO) é a relação entre a vazão de gás e a vazão de
óleo, medidas nas condições de superfície.
A razão água-óleo (RAO) é a relação entre a vazão de água e a vazão
de óleo, medidas nas condições de superfície.
O BSW (basic sediments and water) é o quociente entre a vazão de
água mais os sedimentos que estão sendo produzidos e a vazão total
de líquidos e sedimentos.

Fator volume de formação
do gás: o gás no reservatório
ocupa um certo volume
dependendo das condições de
P&T existentes. Ao ser levado p/a
superfície acarreta grande
aumento de volume.
O “fator volume de formação do
gás”, (Bg), é a razão entre o
volume que o gás ocupa numa
dada condição de pressão e
temperatura e o volume que o
mesmo gás ocupa nas condições
padrão (1 atm e 20ºC).

Fator volume de formação de óleo: se houver no reservatório
redução de pressão, aumentará o volume do óleo no reservatório até
que esse atinja a pressão de saturação do óleo. A partir disso,
qualquer redução de pressão passará mais líquido para a fase gasosa,
aumentando a vaporização e reduzindo o volume de líquido.
Bo = volume de líquido em qualquer cond. de P&T/vol. de liquido (1
atm 20ºC).

Reservatórios - 31
Índice

Reservatórios – 32 – Mecanismo de produção
Mecanismos de produção: os
fluídos do reservatório devem
dispor de energia para serem
produzidos. A pressão é uma
manifestação dessa energia.
A produção ocorre devido a
dois efeitos principais:
-Descompressão: que causa a
expansão dos fluídos do
reservatório e a contração do
volume poroso;
-Deslocamento de um fluído por
outro.
Os mecanismos principais de
produção são: 1) Gás em solução;
2) Capa de gás;
3) Influxo de água;
e ainda, resultantes desses:
4) Combinado;
5)Segregação gravitacional.

1) Gás em solução:
A produção de fluidos provoca
redução na pressão, que por sua
vez, que proporciona a
vaporização de mais componentes
leves, acarretando a expansão dos
fluidos. Como o gás é muito mais
expansível que o líquido, é
basicamente devido à sua
expansão que vai acontecer a
produção do líquido.
Pressão de saturação

2) Capa de gás:
A zona de líquido é colocada em
produção e a zona de gás é
preservada. O mecanismo é o
seguinte: a zona de óleo é
colocada em produção, o que
acarreta uma redução na sua
pressão devida à retirada de
fluido. Essa queda de pressão se
transmite para a capa de gás, que
se expande penetrando gradati-
vamente na zona de óleo.

3) Influxo de água:
O mecanismo é o seguinte: a zona
de óleo é colocada em produção e
reduz a pressão no reservatório,
que se faz sentir no aquífero. Este
responde a queda de pressão
através da expansão da água nele
contida e da redução de seu
volume poroso. A água passa a
invadir o espaço deixado pelo óleo
produzido. Isso é o influxo de água
que desloca o óleo para os poços
de produção.

4) Mecanismo combinado:
Trata-se de combinação dos 3 mecanismos já citados (slide
33, 34 e 35).

5) Segregação gravitacional:
A gravidade faz os fluídos se
arranjarem dentro do reservatório
de acordo com as suas
densidades. A gravidade faz com
que uma parte do gás migre para
o topo do reservatório criando
uma capa de gás secundária.
Se o reservatório for sujeito a um
aquífero, a diferença de densidade
entre o óleo e a água impede da
água ultrapassar o óleo, pelo
efeito da gravidade.

Reservatórios - 38
Índice

Reservatórios – 39 – Estimativa de reserva
Estimativa de reserva: é conhecer a quantidade de fluído que
pode ser retirado de um reservatório. Isso possibilitará decidir se o
projeto será viável.
Definições:
Volume original: quantidade de fluido existente no reservatório na
época da descoberta;
Volume recuperável: quantidade estimada de óleo ou gás que se
espera produzir de um reservatório;
Fator de recuperação: quociente entre o volume recuperável e o
volume original.

Definições (continuação):
Fator de recuperação: considere
um reservatório com o volume
original de 3.200.000 m³ capaz de
produzir o volume recuperável de
736.000 m³. O fator recuperação é
de 23%.
Produção acumulada: para o
mesmo reservatório, supondo que
ele tenha produzido em 3 anos
400.000 m³. A produção
acumulada é 400.000m³.
Fração recuperada: para o mesmo
reservatório, após produzir
400.000 m³ a fração recuperada é
de 12,5%.
Reserva: após 3 anos a reserva é
de 336.000m³.

Estimativa de reservas:
Método de cálculo: não existe uma maneira única de
estimar os “volumes originais” e as reservas.
Os métodos de cálculo utilizados podem ser por:
1. Analogia;
2. Analise de risco;
3. Método volumétrico;
4. Performance do reservatório

Método de cálculo:
1) Analogia: quando ainda não existe poço exploratório perfurado
no reservatório, as estimativas são feitas com bases nos dados
sísmicos e reservatórios localizados nas proximidades.
2) Análise de risco: também é utilizado antes da perfuração do
primeiro poço exploratório e é diferente do método anterior, por
utilizar tratamento estatístico apresenta uma faixa de valores
possíveis.

Método de cálculo:
3) Método volumétrico: nesse
método um poço foi perfurado e o
volume original pode ser
calculado através da seguinte
equação:
N = (Vr x Φ x (1 - Sw))/ Bo
Vr=volume total da rocha portadora de
óleo obtida pela sísmica de reflexão.
Φ = porosidade média da rocha pode ser
obtida por meio de interpretação de
perfis ou em ensaios de laboratório.
Sw = saturação de água (obtenção idem
porosidade.)
Bo = fator volume de formação do fluído.

4) Performance de reservatórios:
São modelos de previsão de comportamento futuro que se baseiam
em dados do comportamento passado.
- Análise do declínio de produção: baseia-se na observação do
histórico da produção e a partir disso estima-se a tendência de
declínio das vazões.
- Equação de balanço de materiais: a equação é escrita em
função das propriedades da rocha, do comportamento do fluido
em função da pressão, das propriedades fluido-rocha, do histórico
da produção e é particularizada para cada caso, dependendo dos
mecanismos de produção.

4) Performance de reservatórios (cont.):
- Simulação matemática de reservatórios: são introduzidos no
modelo as informações geológicas, os dados de rocha, os dados de
fluído, as propriedades da rocha-fluido, de maneira que este
reproduza com uma certa precisão o histórico de produção.
Quando o modelo passa a descrever bem o passado está pronto
para ser utilizado para prever o comportamento futuro. estimando
volume original e reserva entre outras informações.

Reservatórios - 46
Índice

Reservatórios – 47 – Métodos de recuperação
Métodos de recuperação:
Tentam interferir nas caraterísticas do reservatório que favoreceram
na retenção exagerada de óleo.
Recuperação primária é a produção resultante da energia do
reservatório (já vimos nos slides anteriores).
Recuperação secundária é a injeção de água ou gás no reservatório
(método convencional de recuperação).
Recuperação terciária são os demais processos de recuperação
(método especial de recuperação).

Método convencional
Os métodos são:
Injeção de ÁGUA: pode ser subterrânea, da superfície, do mar ou
produzida junto com óleo. Para isso são necessárias, sistema de
captação de água, sistema de tratamento da água, sistema de injeção
de água e poços injetores.
Injeção de GÁS NATURAL: é injetado com auxílio de compressores que
fornecem as pressões e vazões necessárias e poços de injeção de gás.

Método convencional:
Para reservatórios planos,
horizontais e de pouca espessura,
os poços de injeção e produção
são distribuídos de maneira
homogênea.
Para reservatórios inclinados, se
for injeção de água deve se
converter em injetores poços da
região periférica do reservatório.
Para injeção de gás os poços são
localizados no topo da formação.

Métodos especiais são:
-Métodos térmicos;
-Métodos miscíveis;
-Métodos químicos;
-Outros métodos.
Métodos térmicos adequados para óleos muito viscosos que
aquecidos reduzem a viscosidade e se deslocam com maior
facilidade: são de dois tipos. a) injeção de fluído aquecido, como
vapor d’água. b) combustão in situ, que é a injeção de ar quente até
surgir um processo de oxidação do óleo que ao gerar mais calor
chega ao ponto de ignição. Continuando injetar ar frio o processo se
mantém.

Métodos miscíveis: quando o método convencional tem baixa
eficiência de deslocamento do óleo, pode-se optar injetar fluídos
que se tornam miscíveis com o óleo. Desse modo não existem
tensões superficiais. Utiliza-se como fluido gás natural, dióxido de
carbono e nitrogênio.
Métodos Químicos: destacam-se a injeção de polímeros, injeção de
solução de tensoativos, injeção de micro emulsão, injeção de
solução alcalina, etc.
- Adicionar polímeros a água de injeção de forma a transformá-la
num fluído de mesma mobilidade do óleo. Isso aumenta o varrido.
- Adicionar tensoativo a água de injeção para reduzir as tensões
interfaciais entre água e óleo ampliando o deslocamento.

Métodos Químico (continuação):
- A injeção de micro emulsão é a tentativa de obter um
deslocamento miscível com o óleo.
- A injeção de fluídos alcalinos junto com água, como a soda caustica
que ao reagir com certos ácidos orgânicos presentes no óleo
produzem tensoativos internos ao reservatório.
Outros Métodos:
Os microrganismos quando adequadamente escolhidos produzem
substâncias no interior do reservatório que facilitadoras do
deslocamento do óleo. Ondas eletromagnéticas ocasionadas pela
aplicação de diferenças de potencial entre poços resulta no
aquecimento do reservatório.

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