engenharia de Reservatorios

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Reservatórios
..
Sumário
Engenharia de Reservatórios 1
Porosidade . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2
Fundamentos de Engenharia de Reservatórios . . . . . . . . . . . . . . 2
Produtividade da Formação 8
Reservas 8
Estimativa de Reservas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8
Cálculo de reservas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9
Classificação de Fluidos em função do envelope de fases . . . . . . . . 12
Viscosidade do Petróleo 13
Variação da Viscosidade do Petróleo com a Composição . . . . . . . . 13
Variação da Viscosidade do Petróleo com a Pressão . . . . . . . . . . . 13
Variação da Viscosidade do Petróleo com a Temperatura . . . . . . . . 14
Compressibilidade da Formação 15
Compressibilidade de um gás 15
Water-Cut 16
RGO 16
Mecanismos de Produção 16
Descompressão . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17
Gás em solução . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17
Capa de Gás . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18
Influxo de Água . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18
Projetos de Injeção 22
Fluidos de Injeção, origem da água . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22
Fluxo através de umMeio Poroso 24
Linear . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24
Radial . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25
2
.. Reservatórios
Engenharia de
Reservatórios
A engenharia de reservatórios se pre-
ocupa basicamente com a retirada dos
fluidos do interior das rochas, demodo
que eles possam ser conduzidos até a
superfície.
São estudadas na engenharia de reser-
vatórios a caracterização das jazidas, as
propriedades das rochas, as proprieda-
des dos fluidos nelas contidos, a maneira
como estes fluidos interagem dentro da
rocha e as leis físicas que regem omo-
vimento dos fluidos no seu interior po-
roso, com o objetivo demaximizar a pro-
dução de hidrocarbonetos e o retorno
econômico.
Fluidos do Reservatórios:
Óleo + Gás + Água + Sedimentos
Migração do Petróleo:
Para que seja viável a extração de petró-
leo é necessário que haja uma acumula-
ção de petróleo em uma armadilha geo-
lógica. Para isso o petróleo é gerado por
uma rocha- fonte (geradora) e semigra
para outra onde se acumula, dita reser-
vatório.
Rocha Reservatório:
Para que o petróleo se acumule nela é
necessário que esta apresentar espaços
vazios em seu interior, que denomina
porosidade, e que estes vazios sejam in-
terconectados, conferindo uma carac-
terística chamada permeabilidade. Por
esta razão somente arenitos e carbo-
natos e todas as rochas sedimentares
essencialmente dotadas de porosidade
intergranular que sejam permeáveis po-
dem vir constituir de rochas reservató-
rios.
A porosidade que se desenvolveu
quando da conversão domaterial se-
dimentar em rocha é denominada po-
rosidade primária. Porém após sua for-
mação, a rocha é submetida a esforços
mecânicos, e a transformações químicas
1
.. Reservatórios
(diagênese), podendo resultar emmais
espaços vazios, dando origem a uma
nova porosidade, esta nova porosidade
é denominada porosidade secundária.
Amigração primária consiste na expul-
são do petróleo da rocha onde foi ge-
rado.
Ao seu percurso ao longo de uma rocha
porosa e permeável até ser intercep-
tado e contido por uma armadilha geo-
lógica dá-se o nome demigração secun-
dária.
Uma não contenção do petróleo em sua
migração permitiria seu percurso con-
tinuado em busca de zonas demenor
pressão até se perder através de exsu-
dações, oxidação e degradação bacteri-
ana na superfície.
Rocha Selante: é uma rocha cuja caracte-
rística principal é sua baixa permeabili-
dade, tem a função de formar uma espé-
cie de barreira no caminho do fluxo de
petróleo para que de uma acumulação
de petróleo.
Porosidade
A porosidade de uma rocha é definida
por:
ϕ =
Vp
Vt
E o volume total da rocha por:
Vt = Vp + Vs
Onde ϕ é a porosidade;
Vp é o volume poroso; Vs é o volume de
sólidos.
Fundamentos de Engenharia
de Reservatórios
Cálculo de Reservas:
Vp = A.h.ϕ
2
.. Reservatórios
N =
Vp.Soi
Boi
Saturação deÓleo:
So =
Vo
Vp
Saturação de Gás:
Sg =
Vg
Vp
Saturação de Água:
Sw =
Vw
Vp
So + Sg + Sw = 1
Exemplo
1
Para se ter uma acumulação de petróleo é necessário que, após o processo
de geração, ocorre a suamigração e que essamigração tenha o caminho in-
terrompido pela existência de algum tipo de armadilha geológica. Amigra-
ção primária e amigração secundária são representadas, respectivamente:
(A) pela expulsão do petróleo da rocha onde foi gerado e pelo percurso do
petróleo ao longo de uma rocha porosa e permeável até ser interceptado
e contido por uma armadilha geológica.
(B) pela saída do petróleo da rocha selante onde foi armazenado e pelo per-
curso do petróleo ao longo de uma rocha sem permeabilidade até ser inter-
ceptado e contido por uma armadilha geológica.
3
.. Reservatórios
(C) pela expulsão do petróleo de uma rocha sem permeabilidade e pelo per-
curso do petróleo ao longo de uma zona de alta temperatura até ser inter-
ceptado e contido por uma armadilha geológica.
(D) pela saída do petróleo da rocha selante onde foi armazenado e pelo per-
curso do petróleo ao longo de uma zona de baixa temperatura e alta pres-
são até ser interceptado e contido por uma armadilha geológica.
(E) pela expulsão do petróleo domagma terrestre e pelo percurso do petró-
leo ao longo de uma zona de turbulência até ser interceptado e contido por
uma armadilha geológica.
Solução:
Pela definição:
Migração Primária: expulsão do petróleo da rocha onde foi gerado.
Migração Secundária: Ao seu percurso ao longo de uma rocha porosa e per-
meável até ser interceptado e contido por uma armadilha geológica ou ar-
cabouço com trapa.
Resposta: A
4
.. Reservatórios
Exemplo
2
Ovolume total de uma rochamodelo é de 30m3, e a sua porosidade, expressa
em percentual, equivale a 35%. Os valores de seu volume de sólidos e de seu
volume poroso são, respectivamente:
(A) 20 e 18m3
(B) 10 e 14m3
(C) 11,5 e 18,5m3
(D) 19,5 e 10,5m3
(E) 16 e 33m3
Solução:
Temos os seguintes dados: Vt = 30m3 e ϕ = 35%, Então primeiramente
calculando o Vp, temos que:
ϕ =
Vp
Vt
∴ Vp = Vt ∗ ϕ
Logo Vp = 10, 5m3. Então Vs = Vt − Vp, logo:
Vs = 19, 5m
3
Resposta: D
5
.. Reservatórios
Caiu no concurso!
1
Uma rocha, para constituir um reservatório, deve apresentar espaços va-
zios (porosidade) no seu interior e estes vazios devem estar interconecta-
dos, conferindo-lhe a característica de permeabilidade. A porosidade que
se desenvolve quanto da conversão domaterial sedimentar em rocha é de-
nominada primária.
Dentre as rochas apresentadas abaixo, aquelas que podem ser considera-
das rochas-reservatório devido a sua porosidade primária são:
(A) folhedo e argilas
(B) diabásio e embasamento
(C) arenito e calcários
(D) sal e outros evaporitos
(E) siltitos e ardósias
6
.. Reservatórios
Caiu no concurso!
2
Os folhelhos e os evaporitos (sal) são exemplos de classes de rochas selan-
tes que, além da impermeabilidade, são dotadas de uma característica de-
nominada plasticidade. Essa característica se traduz principalmente pela:
(A) capacidade demanter sua condição selante, mesmo quando submetida
a esforços que geram solidificações das fases dos fluidos presentes em suas
matrizes.
(B) capacidade demanter sua condição selante, mesmo quando submetida
a esforços que geram cristalização de suas camadas.
(C) capacidade demanter sua condição selante, mesmo quando submetida
a esforços que geram deformações.
(D) capacidade demanter sua condição selante, mesmo quando submeti-
das a esforços que geram evaporação dos líquidos presentes em suas cama-
das.
(E) capacidade demanter sua condição selante, mesmo quando submetida
a esforços que gerammudanças de fase dos fluidos presentes em suasma-trizes.
Resposta: C
7
.. Reservatórios
Produtividade da
Formação
Quando chega à superfície, o fluido pro-
duzido pelo teste passa por equipamen-
tos reguladores de fluxo, que podem ser
fixos ou ajustáveis. As vazões do teste e
as pressões na cabeça do poço são con-
troladas pela restrição imposta ao fluxo.
Portanto, a vazão do teste, por si só, não
caracteriza a capacidade de fluxo.
A capacidade de fluxo do poço é carac-
terizada pelo índice de produtividade
(IP), definido por:
IP =
q
PE − PW
Onde PE é a pressão estática média do
reservatório e PW é a pressão de fluxo
no fundo do poço.
O índice de produtividade pode ser utili-
zado para estimar a vazão do poço para
diferentes pressões de fluxo, correspon-
dentes a diferentes aberturas nos regu-
ladores de fluxo.
Reservas
Estimativa de Reservas
Volume Original - Quantidade de fluido
existente no reservatório (definido em
volume standard ou em condições de
superfície) na época de sua descoberta.
Para uma acumulação de hidrocarbo-
netos no estado gasoso, dá-se o nome
de volume original de gás. Para amis-
tura de hidrocarbonetos no estado lí-
quido, dá-se o nome de volume original
de óleo.
Volume Recuperável - Quantidade de
óleo ou gás que se espera produzir de
uma acumulação de petróleo. Normal-
mente, por ocasião da descoberta, faz-
se uma estimativa de quanto fluido se
pode produzir ou recuperar damesma.
É sempremenor que o volume original,
devido a interações capilares, aprisiona-
mento, limites econômicos e operacio-
nais, surgência.
8
.. Reservatórios
Fator Recuperação - É o quociente entre
o volume recuperado e o volume origi-
nal, ou seja, é o percentual do volume
original que se espera produzir de um
reservatório.
FR =
V olumeRecupervel
V olumeOriginal
Produção Acumulada - É o nome que se
dá à quantidade de fluido que já foi pro-
duzida de um reservatório até uma de-
terminada época.
Fração Recuperada - É o quociente, a
cada instante, entre a produção acu-
mulada e o volume original. Ou seja, é
o percentual do fluido original que foi
produzido até um determinado instante.
Reserva É a quantidade de fluido que
ainda pode ser obtida de um reserva-
tório de petróleo numa época qualquer
de sua vida produtiva. Na época da des-
coberta, como ainda nenhum fluido foi
produzido, a reserva é numericamente
igual ao volume recuperável.
Cálculo de reservas
Reserva Provada - Os reservatórios estão
em produção, ou os fluidos neles con-
tidos têm sua existência e capacidade
de produzir cuja extração foi compro-
vada tecnicamente e economicamente
pormeio de um projeto bem definido,
com risco baixo, certificadas por enti-
dade. Possui um projeto em implemen-
tação (ou já implementado) cuja econo-
micidade foi comprovada. Em alguns ca-
sos as reservas podem ser considera-
das como provadas com base nos perfis
de poços e/ou análise de testemunhos,
desde que o reservatório esteja produ-
zindo ou tenhamostrado capacidade de
produzir em testes de formação.
Reserva Provável - é o volume de petró-
leo não provado, cuja análise dos dados
de engenharia e geologia sugerem que
há ummaior risco na sua recuperação,
em relação a reserva provada. São Re-
servas cuja comprovação depende do
9
.. Reservatórios
inicio da produção e da confirmação da
economicidade.
Reserva Possível - é o volume de petróleo
não provado, cuja análise dos dados de
engenharia e geologia sugerem que há
ummaior risco na sua recuperação, em
relação a reserva provável.
10
.. Reservatórios
Exemplo
DRM-RJ - Engenheiro de Petróleo - 2011 - 3
Determina-se Estimativa de Reservas a atividade dirigida à obtenção dos
volumes de fluidos que se podem retirar do reservatório até que ele che-
gue à condição de abandono. Relacione algumas definições, em relação à
Estimativa de Reservas, apresentadas na coluna da esquerda, com os seus
significados, citados na coluna da direita.
1 - Volume
Original
( ) É o percentual do fluido original que foi produzido até
um determinado instante.
2 - Volume
Recuperável
( ) É a quantidade de fluido que ainda pode ser obtida em
um reservatório de petróleo numa época qualquer de sua
vida produtiva.
3 - Fator de
Recupera-
ção
( ) É a quantidade de fluido existente no reservatório na
época da sua descoberta.
4 - Produção
Acumulada
( ) É o nome que se dá a quantidade de fluido que já foi
produzida de um reservatório até uma determinada
época.
5 - Fração
Recuperada
( ) É a quantidade de óleo ou gás que se espera produzir
de uma acumulação de petróleo.
6 - Reserva ( ) É o percentual do volume original que se espera pro-
duzir de um reservatório.
(A) 3 - 5 - 4 - 2 - 1 - 6
(B) 2 - 4 - 5 - 1 - 3 - 6
(C) 4 - 3 - 2 - 6 - 5 - 1
11
.. Reservatórios
(D) 1 - 2 - 3 - 5 - 6 - 4
(E) 5 - 6 - 1 - 4 - 2 - 3
Solução:
Baseado nas definições explicas acima, esta questão aborda os conceitos
de reservatórios, sendo que com auxilio do bom senso, raciocínio e alguns
conceitos, podemos resolver a questão.
Resposta: E
Classificação de Fluidos em
função do envelope de fases
Ponto de Bolha - ponto em que as pri-
meiras moléculas de gás se formam.
Ponto deOrvalho - Ponto em que as úl-
timasmoléculas de gás deixam a fase
líquida.
É usual classificar o petróleo como se-
gue:
Petróleo ``black-oil'' ou de baixo fator de
``encolhimento volumétrico'' - apre-
senta elevado teores de liquido na re-
gião bifásica, possuindo densidademais
elevada.
Petróleo volátil ou de elevado fator de
12
.. Reservatórios
``encolhimento volumétrico'' - apre-
senta grande formação de gás quando
entra na região bifásica, possui menor
densidade.
Petróleo Subsaturado - Todo gás se en-
contra em solução no petróleo emais
gás poderia ser dissolvido no petróleo
nas condições originais de reservatório.
Petróleo Saturado - ao atingir a curva de
pressão do ponto de bolha gás começa a
sair do petróleo, diz que o petróleo está
saturado de gás.
Viscosidade do
Petróleo
Revisando o conceito: a viscosidade de
um fluidomede a resistência ao fluxo
exercida por este fluido. Quando um
fluido escoa sobre uma superfície, a ten-
são de cisalhamento num determinado
ponto é proporcional à razão de varia-
ção da velocidade na direção normal ao
escoamento.
Variação da Viscosidade do
Petróleo com a Composição
A viscosidade de hidrocarbonetos para-
fínicos émais elevada quantomaior for
a complexidade das estruturas molecu-
lares que compõem amistura de hidro-
carbonetos. Em geral, a viscosidade do
petróleo é correlacionável com o peso
molecular do petróleo e com sua densi-
dade:
M ↑→ µ ↑
ρo ↑→ µ ↑
Variação da Viscosidade do
Petróleo com a Pressão
Em geral, um decréscimo na pressão
provoca uma diminuição na viscosidade
de um líquido, supondo que o efeito da
pressão resulta somente na descom-
pressão do líquido. Porém, no caso do
petróleo, esse comportamento só se
manifesta se a pressão for superior à
pressão de saturação. Abaixo dessa
pressão, a saída de gás em solução pro-
13
.. Reservatórios
voca a remoção de componentes leves
do petróleo, acarre-tando, portanto,
numamaior viscosidade do líquido re-
manescente.
Resumindo:
Petróleo subsaturado: p ↓→ µ ↓
Petróleo saturado: p ↓→ µ ↑
Variação da Viscosidade do
Petróleo com a Temperatura
Em geral, a viscosidade dos líquidos di-
minui com o aumento da temperatura,
esse comportamento é observado tanto
para petróleo subsaturado quanto para
petróleo saturado.
T ↑→ µ ↓
Exemplo
Banco deQuestões Cesgranrio - 4
A viscosidade do óleo tem uma forte influência da temperatura, da pressão,
do oAPI, da razão de solubilidade e da densidade do gás dissolvido. Nesse
sentido, a viscosidade é:
(A)Menor quando se aumentam a temperatura e a pressão.
(B)Menor quando se aumentam o oAPI e a densidade do gás dissolvido.
(C)Menor quando se aumentam a temperatura e a razão de solubilidade.
(D)Maior quando se aumentam a pressão e o oAPI.
(E)Maior quantomaior forem o oAPI e a temperatura.
Solução:
14
.. Reservatórios
Aalternativa (A) está incorreta, porque abaixo do ponto de bolha, a visco-
sidade diminui com a queda da pressão.
A alternativa (B) está errada, pois esses fatores aumentam a viscosidade
Resposta: C
Compressibilidade
da Formação
cϕ =
1
ϕ
(
dϕ
dp
)
T
==
1
Vp
(
dVp
dp
)
T
Compressibilidade
de um gás
c− g = 1
V
∂V
∂p
=
RT
pM
∂
(
pM
RT
)
∂p
=
1
p
Exemplo
Banco deQuestões Cesgranrio - 5
ACompressibilidade Isotérmica do gás natural é uma propriedade impor-
tante para cálculos em Engenharia de Reservatórios, e é definida como:
(A) A relação do volume real pelo volume ideal do gás àmesma temperatura.
(B) A relação de volume ideal pelo volume real do gás àmesma temperatura.
(C) O fator de compressibilidade z da equação do gás real.
(D) Variação fracional de volume do gás causada pela variação unitária na
pressão.
(E) Diferença entre o volume real e o volume ideal à mesma pressão e tem-
peratura.
Solução:
15
.. Reservatórios
Pela simples definição anterior, alternativa (D)
Resposta: D
Water-Cut
Umdos parâmetros de produção impor-
tantes é o corte de água ouwater-cut, e
este é a razão entre a vazão instantânea
de água pela vazão total de líquido (óleo
mais água).
Wc =
qw
qlq
RGO
Umparâmetro de produção importante
também é a razão gás-óleo ou RGO, e
este é a razão entre a vazão instantâ-
nea do gás produzido nas condições de
superfície e a vazão de óleomorto pro-
duzido nas condições de superfície.
RGO =
qg
qo
Mecanismos de
Produção
Para produzir os fluidos de uma rocha-
reservatório, deve haver certa quanti-
dade de energia interna, chamada de
energia natural ou primária. O processo
de recuperação primária é o nome dado
à produção baseada apenas nessa ener-
gia nativa, antes do emprego de fluidos
de injeção e outro artifícios.
O termomecanismo de produção clas-
sifica a natureza da fonte de energia
16
.. Reservatórios
interna quemovimenta a recuperação
primária de um reservatório.
Osmecanismos de produção de um re-
servatório existentes são:
• Descompressão
• Gás em solução
• Capa de gás
• Influxo de Água
• Segregação Gravitacional
Descompressão
A remoção de líquido ou gás de um re-
servatório resulta em uma redução da
pressão de fluidos e consequentemente
em um aumento da diferença de pressão
efetiva (há uma diferença de compressi-
bilidade entre a rocha e o fluido). Ome-
canismo de produção por compactação
a expulsão de fluidos de reservatório
devido a redução dinâmica do volume
de poros e somente será ummecanismo
significativo se o volume de poros for
grande, importante no caso de reserva-
tórios de gás.
Gás em solução
Oprincipal mecanismo de energia mo-
triz nesse caso é a expansão do óleo e
de seu gás originalmente dissolvido. O
aumento nos volumes de fluido durante
o processo é equivalente à produção.
Duas fases podem ser distinguidas, a
primeira quando o reservatório é sub-
saturado e a segunda quando a pressão
cai abaixo do ponto de bolha e uma fase
de gás livre existe no reservatório.
Na primeira etapa, todo o gás produzido
na superfície esteve dissolvido no óleo
nas condições de pressão do reservató-
rio, e hámanutenção da produção.
Na segunda etapa, frações leves do pe-
tróleo começam a vaporizar ainda den-
tro domeio poroso, isso forma uma fase
contínua de gás dentro domeio poroso
que flui preferencialmente, a pressão do
reservatório e a produção caem rapida-
17
.. Reservatórios
mente e há grande aumento da RGO, o
fator de recuperação final é inferior a
20%, e o water-cut é baixo.
Capa de Gás
Um reservatório com capa de gás típico,
em condições iniciais, há a presença de
um contato óleo/gás e neste contato o
óleo deve estar na pressão de bolha.
Nestemecanismo, a pressão do reser-
vatório reduz lentamente, a produção
émantida constante (enquanto a RGO
aumenta), o water-cut é baixo e o fator
de recuperação atinge valores entre 20
e 30%.
Influxo de Água
Para que ocorra estemecanismo, é ne-
cessário que a formação portadora de
hidrocarbonetos esteja em contato di-
reto com uma grande acumulação de
água. A queda de pressão que ocorre na
zona de óleo é transmitida para a zona
de aquífero, e este responde com a ex-
pansão da água, redução do volume po-
roso, compensando a queda de pressão
do reservatório de hidrocarbonetos.
Nesse caso, a pressão de reservatório
émantida constante ou cai lentamente,
e a vazão de produção de óleo pode ser
elevada. A RGOde produção é próxima
da original. Essemecanismo possui o
18
.. Reservatórios
mais elevado fator de recuperação, de 30 a 40%, ou superior. Obviamente, se
observa elevadowater-cut.
Caiu no concurso!
Banco deQuestões Cesgranrio - 3
Omecanismo de produção do reservatório influencia sobremaneira o com-
portamento de vazão dos poços ao longo do tempo. Considerando os três
principais mecanismos de produção dos reservatórios de petróleo, é cor-
reto afirmar que:
(A) Reservatórios que operam com forte influxo de água apresentam pequena
redução da pressão estática do reservatório com a produção acumulada.
(B) Reservatórios que produzem exclusivamente pelomecanismo de gás-
em-solução apresentam uma razão gás-óleo de produção sempre crescente
com o aumento da produção acumulada.
19
.. Reservatórios
(C) Omecanismo de produção que proporciona amaior vazãomédia por poço,
quando a fração de água produzida é elevada, é o Bombeio Centrífugo Sub-
merso.
(D) Omecanismo de produção de reservatório Gás-Lift apresenta uma ra-
zão crescente gás-óleo de produção para altos fatores de recuperação do
reservatório.
(E) Os poços de reservatórios cujo principal mecanismo de produção é a ex-
pansão da capa de gás apresentam uma razão gás-óleo de produção apro-
ximadamente constante com a produção acumulada.
Resposta: A
Caiu no concurso!
Eng. de Petróleo - Petrobras - 2011 - 4
Para que os fluidos contidos nas rochas reservatórios possam ser retiradas
e conduzidos à superfície de forma econômica, é necessário o conhecimento
das propriedades das rochas e dos fluidos nela contidos, além da forma come
estes interagem e das leis físicas que reagem omovimento dos fluidos no
seu interior.
A esse respeito, analise as afirmativas a seguir.
I. O estado físico de umamistura de hidrocarbonetos depende da sua com-
posição e das condições de temperatura e pressão a que ela está submetida.
20
.. Reservatórios
II. A composição original de umamistura líquida é determinante para o seu
grau de encolhimento, quando amesma é levada das condições de reser-
vatório para as condições de superfície (condições básicas).
III. OMecanismo de Influxo de Água fornece resultados excelentes em ter-
mos de fator de recuperação, devido as pressões e vazões permanecerem
altas, mantendo-se as características dos fluidos próximas às originais.
IV. Àmedida que um reservatório vai produzindo, o seu Fator de Recupe-
ração vai-se reduzindo como uma conseqüência normal da produção.
Está correndo o que se afirma em:
(A) I e II, apenas.
(B) I e III, apenas.
(C) II e III, apenas.
(D) I e II, e III apenas.
(E) I e II, III e IV.
Resposta: D
21
.. Reservatórios
Projetos de Injeção
Os objetivos da injeção de fluido em re-
servatório são:
1. Proporcionar amaior produção
possível de óleo durante um inter-
valo de tempo econômico e com
menor volume de fluido injetado
possível;
2. Oferecer boas condições de inje-
tividade para se obter boa produ-
tividade resultando em vazões de
produção economicamente atrati-
vas;
3. Planejar para que a quantidade
de novos poços a serem perfura-
dos seja amenor possível, princi-
palmente no caso da aplicação do
processo em um campo já desen-
volvido.
Fluidos de Injeção, origem da
água
Nos processos convencionais de recu-
peração utilizam-se a água e o gás natu-
ral como fluidos de injeção. A água pode
ter quatro origens diferentes:
1. Água subterrânea, coletadas em
mananciais de subsuperfície por
meio de poços perfurados para
este fim;
2. Água de superfície, coletadas emrios, lagos...
3. Água doMar;
4. Água produzida, isto é, a água que
vem associada à produção de pe-
tróleo.
22
.. Reservatórios
Exemplo
6
Nos processos convencionais de recuperação utilizam-se a água e o gás na-
tural como fluidos de injeção. A água de injeção possui basicamente qua-
tro origens diferentes, que são:
(A) água oriunda de processos de reciclagem, água de superfície, água domar
e água de rios.
(B) água domar, água produzida, água de rios e água oriunda de processos
de reciclagem.
(C) água de rios, água de lagos, água domar e água subterrânea.
(D) água subterrânea, água de superfície, água domar e água produzida.
(E) água produzida, água de lagoa, água domar e água oriunda de proces-
sos de reciclagem.
Solução:
Como sabemos, a água pode ter quatro origens diferentes: água subterrâ-
nea, água produzida, água domar e água de super-fície, então temos alter-
nativa d).
Resposta: D
23
.. Reservatórios
Fluxo através de
umMeio Poroso
Na geologia, a permeabilidade k é ame-
dida da capacidade de ummaterial (tipi-
camente uma rocha) para transmitir flui-
dos. É de grande importância na deter-
minação das características de fluxo dos
hidrocarbonetos em reservatórios de
petróleo e gás e da água nos aquíferos.
A unidade de permeabilidade é oDarcy
ou, mais habitualmente, o mili-Darcy ou
mD (1Darcy= 0, 986923× 10−12m2).
A permeabilidade é usada para calcular
taxas de fluxo através da lei de Darcy.
Para que uma rocha seja considerada
um reservatório de hidrocarbonetos
explorável, a sua permeabilidade deve
ser maior que cerca de 100mD (o valor
exato depende da natureza do hidro-
carboneto - reservatórios de gás com
permeabilidadesmais baixas ainda são
exploráveis devido àmenor viscosidade
do gás relativamente ao petróleo). Ro-
chas com permeabilidades significati-
vamentemais baixas que 100mD po-
dem formar selos eficientes. Areias não-
consolidadas podem ter permeabilida-
des demais de 5000mD.
Lei de Darcy
v⃗ =
k
−→∇p
µ
Baseando se na lei de Darcy podemos
obter expressões para prever o fluxo
através de reservatórios em formatos
conhecidos.
Linear
q =
k · A · (P1 − P2)
µ · L
24
.. Reservatórios
Radial
q = 2π · k · h · (Pe − Pw)
µ · ln re/rw
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Umdeterminado campo de petróleo previsto para operar por 20 (vinte) anos
começou a operar há 8 (oito) anos. Quando da descoberta, estimou-se um
fator de recuperação final de 30% e possuía um volume original de 7.000.000
m3 de petróleo. A sua produção acumulada atual é de 900.000m3. A atual
reserva de petróleo do referido campo é de:
(A) 1.200.000m3
(B) 1.260.000m3
(C) 1.350.000m3
(D) 1.830.000m3
25
.. Reservatórios
(E) 4.270.000m3
Resposta: A
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DRM-RJ - Engenheiro de Petróleo - 2011 - 6
Seja um reservatório de petróleo com as características abaixo:
• Área do reservatório = 10 km2
• Espessuramédia do reservatório = 100m
• Porosidademédia do reservatório = 20%
• Saturação de águamédia = 30%
• Fator de recuperação = 30%
A estimativa do volume recuperável do petróleo, considerando-se os valo-
res acima é:
(A) 18.000m3
(B) 30.000m3
(C) 42.000m3
(D) 18.000.000m3
26
.. Reservatórios
(E) 42.000.000m3
Resposta: E
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DRM-RJ - Engenheiro de Petróleo - 2011 - 7
Ovolume total de uma rochamodelo é de 30m3, e a sua porosidade, expressa
em percentual, equivale a 35%. Os valores de seu volume de sólidos e de seu
volume poroso são, respectivamente:
(A) 20m3 e 18m3
(B) 10m3 e 14m3
(C) 11,5m3 e 18,5m3
(D) 19,5m3 e 10,5m3
(E) 16m3 e 33m3
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Eng. de Petróleo � Petrobras � 2010
Foi mapeada uma acumulação de óleo em águas profundas na camada pré-
sal, numa área de 100 km2 e de espessuramédia da zona produtora (net pay)
de 50m. Analises preliminares de rocha e dos fluidos produzidos, feitas a
partir de testemunhos e de teste de formação, revelaram tratar-se de uma
rocha carbonática com porosidademédia de 10%, saturação de água de 25%,
27
.. Reservatórios
portando óleo leve, com elevada razão gás-óleo e fator volume de forma-
ção de óleo igual a 1,5.
Com base nessas informações e estimando que o fator de recuperação seja
de 20%, o volume recuperável do óleo emmilhões dem3, é de, aproxima-
damente,
(A) 50
(B) 67
(C) 75
(D) 150
(E) 250
Exemplo
Eng. de Petróleo - Petrobras - 2012 - 7
Durante o processo de produção, o petróleo é retirado do reservatório com
auxílio de pressão, sendo usada a complementação do poço. Os tipos de com-
plementação são primária, secundária e terciária, sendo usadas demodo a
aumentar a produção e a vida do poço de petróleo em diversas etapas de
sua produção. Sobre os tipos de complementação, tem-se que a(s)
(A) primária consegue produzir até 30% do petróleo existente.
(B) primária fica ineficiente, podendo levar ao uso tanto da secundária como
da terciária
28
.. Reservatórios
(C) primária, secundária e terciária, todas em uso podem levar à produção
do poço a chegar até 80%.
(D) secundária é utilizada quando a primária não conseguemais produzir
e alcança emmédia 35% de produção.
(E) terciária é uma técnica comum que utiliza injeção de água no reserva-
tório.
Solução:
A recuperação primária é quando se usa a energia interna do reservatório
(mecanismos de produção naturais, mais descompressão de líquido) para
produção.
Estima-se produzir exclusivamente por esta forma seja capaz de recuperar
até 30% do óleo existente.
A recuperação secundária é a injeção de água paramanutenção da pressão
e varrido do óleo após o decréscimo da produção do reservatório exclusi-
vamente por energia interna. Ela é empregada antes da recuperação primá-
ria atingir sua recuperaçãomáxima, levando a um fator de recuperação de
30 a 50%, chegando, em alguns casos, a 60%.
A recuperação terciária é o nome dado à injeção de gásmiscível, vapor, po-
límero e outros métodos especiais de recuperação, não é uma técnica co-
mum, e segue a injeção de água. Em todos os casos, a opção por ummétodo
de recuperaçãomelhorada/ complementação para aumento da recupera-
ção de um reservatório é feito por razões econômicas e iniciam não quando
a produção pelomecanismo natural se esgota, mas antes disso. Usando as
29
.. Reservatórios
técnicas de recuperação primária, secundária e terciária de forma adequada,
pode-se conseguir recuperar até 80% do óleo de um reservatório, depen-
dendo da forma de operação, da estratégia de produção, do número de po-
ços, do tempo de produção e das características do reservatório.
A alternativa b) é absurda. A alternativa c) contém um erro grave de defi-
nição (usa produção de poço, quando o correto é recuperação final do re-
servatório). A alternativa d) não reflete a realidade, dificilmente um gerente
de reservatórios vai aguardar que o esgotamento domecanismo primário
para usar ummétodo de recuperação avançada. A alternativa e) erra na de-
finição de recuperação terciá-ria.Nos resta apenas a alternativa a).
Obs: O gabarito oficial é a alternativa d), então essa questão deveria ter sido
anulada pormeio de recurso.
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9
Para um sistema de um único componente puro, NÃO é correto armar que:
(A) A pressão de bolha e a pressão de orvalho são iguais a uma determinada
temperatura.
(B) A pressão na qual duas fases podem coexistir em equilíbrio é conhecida
como pressão de vapor.
(C) À pressão atmosférica, a temperatura de bolha e a temperatura de or-
valho são diferentes.
30
.. Reservatórios
(D) A uma determinada temperatura, duas fases (vapor e líquido) podem exis-
tir em equilíbrio apenas a uma pressão.
(E) O ponto crítico pode ser definido como amaior temperatura na qual duas
fases podem coexistir.
Resposta: C
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Para um sistema de um único componente puro, NÃO é correto armar que:
(A) A relação do volume real pelo volume ideal do gás àmesma temperatura.
(B) A relação de volume ideal pelo volume real do gás àmesma temperatura.
(C) O fator de compressibilidade z da equação do gás real.
(D)Variação fracional de volume do gás causada pela variação unitária na
pressão.
(E) Diferença entre o volume real e o volume ideal à mesma pressão e tem-
peratura.
Resposta: D
31
.. Reservatórios
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11
O fenômeno da condensação retrógrada ocorre em reservatórios em que
a temperatura:
(A) Corresponde ao ponto crítico do sistema.
(B) Está situada entre a temperatura crítica e a cricondentérmica.
(C) Está acima da cricondentérmica.
(D) Está abaixo da cricondentérmica.
(E) Está abaixo do ponto crítico.
Resposta: B
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12
A operação que visa aumentar o índice de produtividade de um poço de pe-
tróleo ou gás de injetividade de um poço injetor de água, gás ou outros flui-
dos é a
(A) Recompletação.
(B) Estimulação
(C) Limpeza
(D) Restauração
32
.. Reservatórios
(E) Avaliação
Resposta: B
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Os itens a seguir relacionam os principais mecanismos de produção de um
reservatório além de segregação gravitacional e mecanismos combinados.
I. Gás em solução
II. Capa de gás
III. Influxo de água
Com relação a caracterização de reservatórios, tem-se que:
(A) II é ummecanismo, exclusivamente, de reservatórios de gás.
(B) III é ummecanismo, exclusivamente de reservatórios de óleo.
(C) I e II sãomecanismos, exclusivamente de reservatórios de óleo.
(D) I e III sãomecanismos, exclusivamente de reservatórios de óleo.
(E) II e III sãomecanismos, exclusiva-mente, de reservatórios de óleo.
Resposta: C
33
.. Reservatórios
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14
Ogás natural produzido em uma jazida onde é encontrado dissolvido no pe-
tróleo ou em contato direto com o petróleo subjacente, saturado de gás, denomina-
se gás:
(A) Seco
(B) Livre
(C) Residual
(D) Associado
(E) Não associado
Resposta: D
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Eng. de Petróleo - DRM - RJ - 2011 - 15
Existem algumas relações dentro da engenharia de petróleo que são utili-
zadas como indicadores, tanto de características como de estágios da vida
produtiva dos reservatórios. Osmais utilizados são o RGO, o RAO e o BSW.
Considerando umRGOde 150m2/m2, uma vazão de óleo de 100m3/h e
umRAOde 30%, os valores de vazão de gás e vazão de água na superfície
são, respectivamente:
34
.. Reservatórios
(A) 150Nm3/h e 30m3/h
(B) 1.500Nm3/h e 33m3/h
(C) 15Nm3/h e 30m3/h
(D) 1,5Nm3/h e 333m3/h
(E) 15.000Nm3/h e 3000m3/h
Resposta: E
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Eng. de Petróleo - DMR - 2011 - 16
Para se ter uma acumulação de petróleo é necessário que, após o processo
de geração, ocorra a suamigração e que essamigração tenha o caminho in-
terrompido pela existência de algum tipo de armadilha geológica. Amigra-
ção primária e amigração secundária são representadas, respectivamente:
(A) Pela expulsão do petróleo da rocha onde foi gerado e pelo percurso do
petróleo ao longo de uma rocha porosa e permeável até ser interceptado
e contido por uma armadilha geológica
(B) Pela saída do petróleo da rocha selante onde foi armazenado e pelo per-
curso do petróleo ao longo de uma rocha sem permeabilidade até ser inter-
ceptado e contido por uma armadilha geológica
35
.. Reservatórios
(C) Pela expulsão do petróleo de uma rocha sem permeabilidade e pelo per-
curso do petróleo ao longo de uma zona de alta temperatura até ser inter-
ceptado e contido por uma armadilha geológica
(D) Pela saída do petróleo da rocha selante onde foi armazenado e pelo per-
curso do petróleo ao longo de uma zona de baixa temperatura e alta pres-
são até ser interceptado e contido por uma armadilha geológica
(E) Pela expulsão do petróleo domagma terrestre e pelo percurso do petró-
leo ao longo de uma zona de turbulência até ser interceptado e contido por
uma armadilha geológica
Resposta: A
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Eng. de Petróleo - Petrobras - 2008 - 17
Acerca do estudo dos reservatórios de petróleo, assinale a opção correta.
(A) A elevação natural do petróleo é um processo em que a pressão de fluido
insuficiente de um reservatório tem que ser aumentada por injeção de ou-
tros fluidos, para que o petróleo possa alcançar a superfície.
(B) Para que os fluidos surjam na superfície atingindo as facilidades de pro-
dução, a partir do reservatório, é necessário que haja: fluxo do fluido no re-
servatório, emmeio poroso; fluxo do fluido no poço; fluxo do fluido através
da linha de produção.
36
.. Reservatórios
(C) Em relação ao fluxo da coluna de produção, o gradiente devido à eleva-
ção corresponde ao gradiente dinâmico e independe da densidademédia
do fluido.
(D) A elevação de um gás (gas lift) é ummétodo convencional que usa gás
livre para alçar os fluidos - óleo e (ou) água - até a superfície.
(E) No processo de tratamento para o obtenção de óleo e gás, a água que vem
associada aos hidrocarbonetos é de fácil remoção e retirada já na etapa de
produção, não trazendo inconvenientes nas etapas de transporte e refino.
Resposta: B
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Eng. de Petróleo - Petrobras - 2011 - 18
Acerca do estudo dos reservatórios de petróleo, assinale a opção correta.
Uma tubulação deve ser dimensionada para que possa transportar tanto gás
natural como água com amesma vazãomássica.
Considerando-se que a temperatura e a pressão de escoamento não serão
muito diferentes, em ambos os casos, o número de Reynolds obtidos para:
(A) A água serámaior porque a densidade da água émaior.
(B) A água serámaior porque as vazõesmássicas são iguais.
(C) A água serámenor porque a viscosidade da água émaior.
(D) Os dois fluidos será igual porque as vazõesmássicas são iguais.
37
.. Reservatórios
(E) Os dois fluidos será igual porque as relações demassas específicas e de
viscosidade entre os dois fluidos serão asmesmas.
Resposta: C
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Eng. de Petróleo - Petrobras - 2011 - 19
Acerca do estudo dos reservatórios de petróleo, assinale a opção correta.
(A) Os condicionamentos fundamentais que permitem o fluxo de hidrocar-
bonetos e nas rochas são a deformação por cisalhamento puro e a satura-
ção de fluidos.
(B) Para que haja a possibilidade de fluxo de hidrocarbonetos do reserva-
tório para o poço, é necessário que a rocha seja subsaturada em seus volu-
mes de óleo e gás.
(C) A permeabilidade efetivamede a capa-cidade de um fluido de escoar em
relação a outros coexistentes, e depende das saturações de cada um dos flui-
dos nomeio poroso.
(D) Caso não haja nenhuma perda, as condições dos fluidos existentes no
reservatório, como hidrocarbonetos líquidos, gás livre e água, são asmes-
mas condições que estes fluidos teriam quando levados à superfície.
(E) Omecanismo de produção em um poço resume-se apenas à descompres-
são do reservatório, que gera energia necessária para a ascensão dos flui-
dos.
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.. Reservatórios
Resposta: C
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