Reservatórios - TESLA

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Petróleo
Prof. Philipe Laboissière
Cap. 4-Reservatórios
Reservatórios
Reservatórios
Os profissionais que atuam na área de engenharia 
de reservatórios se preocupam em identificar o 
potencial das rochas portadoras de petróleo e 
retirar os fluidos do interior das rochas. 
 Utilizam as propriedades e características das rochas 
e dos fluidos das formações.
 As interações rocha-fluido.
 Leis físicas que regem o escoamento em meio poroso.
 Aplicam métodos de recuperação que possam 
maximizar os ganhos.
 Avaliam o comportamento passado da formação para 
inferir o comportamento futuro dos reservatórios.
Migração
Migração primária e secundária
A migração primária consiste na expulsão do 
petróleo da rocha geradora.
De migração secundária se chama o percurso 
ao longo de uma rocha porosa e permeável ate 
ser interceptado por um arcabouço com trapa.
Propriedades das rochas
Propriedades das rochas
Porosidade
Mede a capacidade de armazenamento de 
fluidos. A porosidade é definida como sendo a 
relação entre o volume de vazios de uma rocha 
e o volume total da mesma, ou seja:
onde φ é a porosidade, o volume de vazios e o 
volume total. O volume de vazios é normalmente 
denominado volume poroso da rocha e 
representado pelo símbolo . 
 
Propriedades das rochas
Propriedades das rochas
Porosidade
Mede a capacidade de armazenamento de 
fluidos. A porosidade é definida como sendo a 
relação entre o volume de vazios de uma rocha 
e o volume total da mesma, ou seja:
onde φ é a porosidade, o volume de vazios e o 
volume total. O volume de vazios é normalmente 
denominado volume poroso da rocha e 
representado pelo símbolo . O volume total é o 
volume de sólidos mais .
 
Propriedades das rochas
Propriedades das rochas
Porosidade absoluta 
É a relação entre o volume total de vazios de uma 
rocha e o volume total da mesma. 
Porosidade efetiva 
É a relação entre os espaços vazios 
interconectados de uma rocha e o volume 
total da mesma. Do ponto de vista da 
engenharia de reservatórios, a porosidade 
efetiva é o valor que se deseja quantificar, 
pois representa o espaço ocupado por fluidos que 
podem ser deslocados do meio poroso. 
Propriedades das rochas
Propriedades das rochas
Porosidade primária
A porosidade desenvolvida da conversão do 
material sedimentar em rocha é chamada de 
porosidade primária.
Porosidade secundária
Após sua formação, a rocha e submetida a 
esforços mecânicos, fraturas e reações químicas, 
e a porosidade resultante é a secundária.
Exercício 1- Exemplo
Exemplo
1 Para se ter uma acumulação de petróleo é necessário que, após o processo de 
geração, ocorra a sua migração e que essa migração tenha o caminho 
interrompido pela existência de algum tipo de armadilha geológica. A migração 
primária e a migração 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 percurso 
do petróleo ao longo de uma rocha sem permeabilidade até ser interceptado e 
contido por uma armadilha geológica
c) pela expulsão do petróleo de uma rocha sem permeabilidade e pelo percurso 
do petróleo ao longo de uma zona de alta temperatura até ser interceptado e 
contido por uma armadilha geológica
d) pela saída do petróleo da rocha selante onde foi armazenado e pelo percurso 
do petróleo ao longo de uma zona de baixa temperatura e alta pressão até ser 
interceptado e contido por uma armadilha geológica
e) pela expulsão do petróleo do magma terrestre e pelo percurso do petróleo ao 
longo de uma zona de turbulência até ser interceptado e contido por uma 
armadilha geológica
Exercício 1- Exemplo
Exemplo
1 Para se ter uma acumulação de petróleo é necessário que, após o processo de 
geração, ocorra a sua migração e que essa migração tenha o caminho interrompido 
pela existência de algum tipo de armadilha geológica. A migração primária e a 
migração 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 percurso do 
petróleo ao longo de uma rocha sem permeabilidade até ser interceptado e contido 
por uma armadilha geológica
c) pela expulsão do petróleo de uma rocha sem permeabilidade e pelo percurso do 
petróleo ao longo de uma zona de alta temperatura até ser interceptado e contido por 
uma armadilha geológica
d) pela saída do petróleo da rocha selante onde foi armazenado e pelo percurso do 
petróleo ao longo de uma zona de baixa temperatura e alta pressão até ser 
interceptado e contido por uma armadilha geológica
e) pela expulsão do petróleo do magma terrestre e pelo percurso do petróleo 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 permeável até 
ser interceptado e contido por uma armadilha geológica ou arcabouço com trapa.
) Resposta: Alternativa a)
Exercício 2- Concurso
Concurso
2 Uma rocha, para constituir um reservatório, deve apresentar 
espaços vazios (porosidade) no seu interior e estes vazios 
devem estar interconectados, conferindo-lhe a característica 
de permeabilidade. A porosidade que se desenvolve quando 
da conversão do material sedimentar em rocha é denominada 
“primária”. Dentre as rochas apresentadas abaixo, aquelas 
que podem ser consideradas rochas-reservatório devido a sua 
porosidade primária são:
a) folhelho e argilas
b) diabásio e embasamento
c) arenito e calcários
d) sal e outros evaporitos
e) siltitos e ardósias
Exercício 2- Concurso
Concurso
2 Uma rocha, para constituir um reservatório, deve apresentar espaços 
vazios (porosidade) no seu interior e estes vazios devem estar 
interconectados, conferindo-lhe a característica de permeabilidade. A 
porosidade que se desenvolve quando da conversão do material 
sedimentar em rocha é denominada “primária”. Dentre as rochas 
apresentadas abaixo, aquelas que podem ser consideradas rochas-
reservatório devido a sua porosidade primária são:
a) folhelho e argilas
b) diabásio e embasamento
c) arenito e calcários
d) sal e outros evaporitos
e) siltitos e ardósias
Comentário: A maioria dos depósitos comerciais de petróleo ocorre 
em reservatórios formados por rochas sedimentares clásticas e não 
clásticas, principalmente em arenitos e calcários.
Exercício 3- Concurso
Concurso
3 Os folhelhos e os evaporitos (sal) são exemplos de classes de rochas 
selantes que, além da impermeabilidade, são dotadas de uma 
característica denominada plasticidade. Essa característica se traduz 
principalmente pela:
a) capacidade de manter sua condição selante, mesmo quando 
submetida a esforços que geram solidificações das fases dos fluidos 
presentes em suas matrizes
b) capacidade de manter sua condição selante, mesmo quando 
submetida a esforços que geram cristalização de suas camadas
c) capacidade de manter sua condição selante, mesmo quando 
submetida a esforços que geram deformações
d) capacidade de manter sua condição selante, mesmo quando 
submetida a esforços que geram evaporação dos líquidos presentes 
em suas camadas
e) capacidade de manter sua condição selante, mesmo quando 
submetida a esforços que geram mudança de fase dos fluidos 
presentes em suas matrizes
Exercício 3- Concurso
Concurso
3 Os folhelhos e os evaporitos (sal) são exemplos de classes de rochas 
selantes que, além da impermeabilidade, são dotadas de uma 
característica denominada plasticidade. Essa característica se traduz 
principalmente pela:
a) capacidadede manter sua condição selante, mesmo quando 
submetida a esforços que geram solidificações das fases dos fluidos 
presentes em suas matrizes
b) capacidade de manter sua condição selante, mesmo quando 
submetida a esforços que geram cristalização de suas camadas
c) capacidade de manter sua condição selante, mesmo quando 
submetida a esforços que geram deformações
d) capacidade de manter sua condição selante, mesmo quando 
submetida a esforços que geram evaporação dos líquidos presentes 
em suas camadas
e) capacidade de manter sua condição selante, mesmo quando 
submetida a esforços que geram mudança de fase dos fluidos 
presentes em suas matrizes
Conceitos básicos
Saturação
É a fração percentual em volume poroso, do volume de 
um fluido na formação.
A soma das saturações de óleo, gás e água é 100%.
Ponto de bolha
É o ponto de pressão e temperatura onde as primeiras 
moléculas de gás são observadas no óleo ou fluido.
Ponto de orvalho
É o ponto de pressão e temperatura onde as primeiras 
moléculas de gás são observadas no óleo ou fluido.
 
Exercício 4- Exemplo
Exemplo
4 O volume total de uma rocha modelo é de 30 m³, 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 m³ e 18 m³
b) 10 m³ e 14 m³
c) 11,5 m³ e 18,5 m³
d) 19,5 m³ e 10,5 m³
e) 16 m³ e 33 m³
 
Exercício 4- Exemplo
Exemplo
4 O volume total de uma rocha modelo é de 30 m³, 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 m³ e 18 m³
b) 10 m³ e 14 m³
c) 11,5 m³ e 18,5 m³
d) 19,5 m³ e 10,5 m³
e) 16 m³ e 33 m³
 
 Solução:
Temos os seguintes dados: Vt = 30m³ e = 35%,
Então, primeiramente calculando o Vp, temos: 
Logo: Vp = 10,5 m³. Então Vs = Vt – Vp, logo 
Vs = 19,5m³, alternativa d)
 
Reservatórios
Produtividade da formação
A produtividade é definida pelo índice de 
produtividade que é a razão entre a vazão do 
poço e a diferença de pressão entre a pressão 
estática media do reservatório e interior do poço
onde q é a vazão e Pe é a pressão estática (ou 
média). Pw é a pressão de fluxo no fundo do 
poço.
 
Reservatórios
Calculo de Reservas
A reserva é proporcional ao volume da formação, a 
porosidade, a saturação de óleo, ao fator de 
recuperação, e ao fator volume de formação (Bo).
 Área do reservatório (A) km²
 Espessura média do reservatório (H) em metros
 Porosidade média do reservatório ()
 Saturação de água média (Sw) 
 Fato de recuperação (FR)
 A estimativa do volume recuperável (VR) do petróleo, é:
 
 
Reservas
Definições de Reservas
Volume original: quantidade de óleo existente na 
descoberta do reservatório.
Volume recuperável: quantidade de óleo ou gás que se 
espera produzir de uma acumulação de petróleo, sempre 
menor que o volume original, devido a interações capilares, 
aprisionamento, limites econômicos e operacionais.
Fator de recuperação final: razão entre o volume 
recuperável e o volume original.
Produção acumulada: quantidade de fluido que foi 
produzida ate o momento especificado.
Reservas (2)
Definições de Reservas
Fração Recuperada: quociente, em um determinado 
momento da produção acumulada pelo volume original
Reserva Provada: Volume de um reservatório cuja extração 
foi comprovada tecnicamente e economicamente por meio 
de um projeto bem definido, com risco baixo, certificadas 
por entidade
Reserva Provável: Reservas cuja comprovação depende do 
inicio da produção e da confirmação da economicidade
Reserva Possível: Reservas estimadas a partir de dados de 
engenharia e geologia, com maior risco de recuperação.
Exercício 5- Concurso (1)
(DRM-RJ – Engenheiro de Petróleo – 2011)
5 Determina-se Estimativa de Reservas a atividade dirigida à obtenção dos 
volumes de fluidos que se podem retirar do reservatório até que ele chegue 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 
e um reservatório de petróleo numa época qualquer de 
sua vida produtiva. 
3 – Fator de 
Recuperação
( ) 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 
produzir de um reservatório.
Exercício 5- Concurso (2)
(DRM-RJ – Engenheiro de Petróleo – 2011)
5
 
a) 3 – 5 – 4 – 2 – 1 – 6
b) 2 – 4 – 5 – 1 – 3 – 6
c) 4 – 3 – 2 – 6 – 5 – 1
d) 1 – 2 – 3 – 5 – 6 – 4
e) 5 – 6 – 1 – 4 – 2 – 3
 
Solução:
Baseado nas definições explicado acima, esta questão aborda os 
conceitos de reservatórios, sendo que com auxilio do bom senso, 
raciocínio e alguns conceitos, podemos resolver a questão.
Alternativa e)
Exercício 6- Concurso
Caiu no Concurso!
 
6 Um determinado 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 900.000 m³. A 
atual reserva de petróleo do referido campo é de:
 
a) 1.200.000 m³
b) 1.260.000 m³
c) 1.350.000 m³
d) 1.830.000 m³
e) 4.270.000 m³
Exercício 6- Concurso
Caiu no Concurso!
 
6 Um determinado 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 900.000 m³. A 
atual reserva de petróleo do referido campo é de:
 
a) 1.200.000 m³
b) 1.260.000 m³
c) 1.350.000 m³
d) 1.830.000 m³
e) 4.270.000 m³
 Volume recuperável = Vo*0,30
 Reserva atual = VR – 900.000 m3
 
Exercício 7- Concurso
(DRM-RJ – Engenheiro de Petróleo – 2011)
 7 Seja um reservatório de petróleo com as características abaixo:
 Área do reservatório = 10 km²
 Espessura média do reservatório = 100 m
 Porosidade média do reservatório = 20%
 Saturação de água média = 30%
 Fato de recuperação = 30%
 A estimativa do volume recuperável do petróleo, considerando-se os 
valores acima é:
a) 18.000 m³
b) 30.000 m³
c) 42.000 m³
d) 18.000.000 m³
e) 42.000.000 m³
Exercício 7- Concurso
(DRM-RJ – Engenheiro de Petróleo – 2011)
 7. Seja um reservatório de petróleo com as características abaixo:
 Área do reservatório = 10 km²
 Espessura média do reservatório = 100 m
 Porosidade média do reservatório = 20%
 Saturação de água média = 30%
 Fato de recuperação = 30%
 A estimativa do volume recuperável do petróleo, considerando-se os 
valores acima é:
a) 18.000 m³
b) 30.000 m³
c) 42.000 m³
d) 18.000.000 m³
e) 42.000.000 m³
 
Classificação de Petróleo
Classificação de Fluidos em função do envelope de fases
Petróleo “black-oil” ou de baixo fator de “encolhimento 
volumétrico” – apresenta elevado teores de liquido na região 
bifásica, com densidade mais elevada.
Petróleo volátil ou de elevado fator de “encolhimento 
volumétrico” – apresenta grande formação de gás quando 
entra na região bifásica, com menor densidade.
Petróleo Subsaturado – Todo gás se encontra em solução no 
petróleo e mais 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.
Classificação de Petróleo
Água dos Reservatórios
Água
Pode ter quatro origens:Subterrânea (freática ou aquífero)
Superfícies (água doce)
Mar
Produzida (associada ao petróleo)
Exercício 9- Concurso
9 Nos processos convencionais de recuperação utilizam-se a água e o 
gás natural como fluidos de injeção. A água de injeção possui 
basicamente quatro origens diferentes, que são:
 
a) água oriunda de processos de reciclagem, água de superfície, água 
do mar e água de rios
b) água do mar, água produzida, água de rios e água oriunda de 
processos de reciclagem
c) água de rios, água de lagos, água do mar e água subterrânea
d) água subterrânea, água de superfície, água do mar e água produzida
e) água produzida, água de lagoa, água do mar e água oriunda de 
processos de reciclagem
Exercício 9- Concurso
9 Nos processos convencionais de recuperação utilizam-se a água e o 
gás natural como fluidos de injeção. A água de injeção possui 
basicamente quatro origens diferentes, que são:
 
a) água oriunda de processos de reciclagem, água de superfície, água 
do mar e água de rios
b) água do mar, água produzida, água de rios e água oriunda de 
processos de reciclagem
c) água de rios, água de lagos, água do mar e água subterrânea
d) água subterrânea, água de superfície, água do mar e água produzida
e) água produzida, água de lagoa, água do mar e água oriunda de 
processos de reciclagem
 Solução:
 Como sabemos, a água pode ter quatro origens diferentes: água 
subterrânea, água produzida, água do mar e água de superfície.
 Resposta: Alternativa d)
Propriedades das rochas
Compressibilidade
 A porosidade das rochas sedimentares é função 
do grau de compactação das mesmas, e as forças 
 de compactação são funções da máxima 
profundidade em que a rocha já se encontrou.
A compressibilidade é o quociente entre a variação 
fracional de volume e a variação de pressão.
Propriedades das rochas
Compressibilidade
Três tipos de compressibilidade devem ser 
distinguidos: 
 Compressibilidade da rocha matriz: é a variação 
fracional em volume do material sólido da rocha, 
com a variação unitária da pressão.
 Compressibilidade total da rocha: é a variação 
fracional do volume total da rocha, com a variação 
unitária da pressão.
 Compressibilidade dos poros: é a variação 
fracional do volume poroso da rocha com a variação 
unitária da pressão.
Propriedades das rochas
Compressibilidade Efetiva
O volume poroso de um reservatório é uma 
função de sua pressão interna. Ao ser retirada 
uma certa quantidade de fluido do interior da 
rocha, a pressão cai e os poros têm seu 
volume reduzido. 
A relação entre esta variação fracional dos 
volumes dos poros e a variação de pressão 
dá-se o nome de “compressibilidade 
efetiva da formação”.
Exercício 9- Concurso
(Banco de Questões Cesgranrio)
 
9. A Compressibilidade Isotérmica do gás natural é uma propriedade 
importante para cálculos em Engenharia de Reservatórios, e é definida 
como:
a) A relação do volume real pelo volume ideal do gás à mesma 
temperatura.
b) A relação de volume ideal pelo volume real do gás à mesma 
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 
temperatura.
Exercício 9- Concurso
(Banco de Questões Cesgranrio)
 
9. A Compressibilidade Isotérmica do gás natural é uma propriedade 
importante para cálculos em Engenharia de Reservatórios, e é definida 
como:
a) A relação do volume real pelo volume ideal do gás à mesma 
temperatura.
b) A relação de volume ideal pelo volume real do gás à mesma 
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 
temperatura.
)Resolução:
)Pela simples definição anterior, alternativa d)
Propriedades da rocha
Permeabilidade (K)
A propriedade da rocha de permitir a passagem de fluido, 
em maior ou menor vazão por unidade de área (A).
onde q é a vazão (cm3/s) e é o diferencial da pressão 
(atm) ao longo de L (cm). E é viscosidade do fluido. K 
será dado em Darcy.
 
Propriedades da rocha
Exemplo
Uma amostra de testemunho com 2 cm de 
comprimento e 1 cm de diâmetro apresentou 
uma vazão de água (µ= 1 cp) de 60 
cm3/minuto com pressão a montante de 3,3 
atm e pressão a jusante de 1,0 atm. Calcular 
a permeabilidade da amostra.
Propriedades da rocha
Exemplo
Uma amostra de testemunho com 2 cm de 
comprimento e 1 cm de diâmetro apresentou 
uma vazão de água (µ= 1 cp) de 60 
cm3/minuto com pressão a montante de 3,3 
atm e pressão a jusante de 1,0 atm. Calcular 
a permeabilidade da amostra.
Solução:
q = 60cm3/min = 1 cm3/s
A = /4 = /4
 
 Darcy
 
Histórico de Produção
Corte de água (Water-Cut)
 Um dos parâmetros de produção importantes é o 
corte de água ou water-cut, e este é a razão entre a 
vazão instantânea de água pela vazão total de 
líquido (óleo mais água).
Razão Gás-Óleo (RGO)
 
 Um parâmetro de produção importante também é a 
razão gás-oleo ou RGO, e este é a razão entre a 
vazão instantânea do gás produzido nas condições 
de superfície e a vazão de óleo morto produzido nas 
condições de superfície.
Mecanismos de Produção
Mecanismos de Produção
Em alguns casos, mais de uma forma de energia interna 
contribui com uma parte significativa para o mecanismo 
de produção de fluidos de um reservatório. Em muitos 
casos, no entanto, e possível se classificar um 
reservatório como tendo uma fonte predominante de 
energia interna e mecanismo de produção em 
comparação ao qual todos os outros mecanismos de 
produção possuem um efeito negligenciável. Os 
mecanismos de produção de um reservatório existentes 
são:
Gás em solução
Capa de gás
Influxo de Água
Descompressão
Mecanismos de Produção (2)
Gás em solução
O principal mecanismo de energia motriz 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 subsaturado 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 reservatório, e há manutenção da 
produção.
Na segunda etapa, frações leves do petróleo começam a vaporizar 
ainda dentro do meio poroso, isso forma uma fase contínua de gás 
dentro do meio poroso que flui preferencialmente, a pressão do 
reservatório e a produção caem rapidamente e há grande aumento da 
RGO, o fator de recuperação final é inferior a 20%, e o water-cut é 
baixo.
Mecanismos de Produção (5)
Mecanismos de Produção (6)
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.
Neste mecanismo, a pressão do 
reservatório reduz lentamente, a produção 
é mantida constante enquanto a pressão de 
reservatório (enquanto a RGO aumenta), o 
water-cut é baixo e o fator de recuperação 
atinge valores entre 20 e 30%.
Mecanismos de Produção (7)
Mecanismos de Produção (8)
Influxo de Água ou Aquífero
Para que ocorra este mecanismo, é necessário que a formação 
portadora de hidrocarbonetos esteja em contato direto 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 expansão da 
água, redução do volume poroso, compensando a queda de 
pressão do reservatório de hidrocarbonetos. 
Nesse caso, a pressão de reservatório é mantida constante ou 
cai lentamente, e a vazão de produção de óleo pode ser 
elevada. A RGO de produção é próxima da original. Esse 
mecanismo possui o mais elevado fator de recuperação, de 30 
a 40%, ou superior. Obviamente, se observaelevado water-cut.
Mecanismos de Produção (9)
Mecanismos de Produção (5)
Descompressão
A remoção de líquido ou gás de um 
reservatório resulta em uma redução da 
pressão de fluidos e consequentemente em 
um aumento da pressão efetiva (há uma 
diferença de compressibilidade entre a rocha 
e o fluido). 
O mecanismo de produção por compactação é 
a expulsão de fluidos de reservatório devido a 
redução dinâmica do volume de poros e 
somente será um mecanismo significativo se 
o volume de poros for grande.
Exercício 10- Concurso
(Banco de Questões Cesgranrio)
10. O mecanismo de produção do reservatório influencia sobremaneira o 
comportamento de vazão dos poços ao longo do tempo. Considerando 
os três principais mecanismos de produção dos reservatórios de 
petróleo, é correto 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 pelo mecanismo de 
gás-em-solução apresentam uma razão gas-óleo de produção 
sempre crescente com o aumento da produção acumulada.
c) O mecanismo de produção que proporciona a maior vazão média por 
poço quando a fração de água produzida é elevada é o Bombeio 
Centrífugo Submerso;
d) O mecanismo de produção de reservatório Gás-Lift apresenta uma 
razão crescente gás-óleo de produção para altos fatores de 
recuperação do reservatório.
e) Os poços de reservatórios cujo principal mecanismo de produção é a 
expansão da capa de gás apresentam uma razão gás-óleo de 
produção aproximadamente constante com a produção acumulada.
Exercício 10- Concurso
(Banco de Questões Cesgranrio)
10. O mecanismo de produção do reservatório influencia sobremaneira o 
comportamento de vazão dos poços ao longo do tempo. Considerando 
os três principais mecanismos de produção dos reservatórios de 
petróleo, é correto 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 pelo mecanismo de 
gás-em-solução apresentam uma razão gas-óleo de produção 
sempre crescente com o aumento da produção acumulada.
c) O mecanismo de produção que proporciona a maior vazão média por 
poço quando a fração de água produzida é elevada é o Bombeio 
Centrífugo Submerso;
d) O mecanismo de produção de reservatório Gás-Lift apresenta uma 
razão crescente gás-óleo de produção para altos fatores de 
recuperação do reservatório.
e) Os poços de reservatórios cujo principal mecanismo de produção é a 
expansão da capa de gás apresentam uma razão gás-óleo de 
produção aproximadamente constante com a produção acumulada.
Exercício 11- Concurso
(Eng. de Petróleo – Petrobras – 2011)
11Para 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 o movimento dos fluidos no seu 
interior. A esse respeito, analise as afirmativas a seguir:
I. O estado físico de uma mistura de hidrocarbonetos depende da sua 
composição e das condições de temperatura e pressa a que ela está 
submetida.
II. A composição original de uma mistura líquida é determinante para o seu grau 
de encolhimento, quando a mesma é levada das condições de reservatório 
para as condições de superfície (condições básicas).
III. O “Mecanismo de Influxo de Água” fornece resultados excelentes em termos 
de fator de recuperação, devido as pressões e vazões permanecerem altas, 
mantendo-se as características dos fluidos próximas às originais.
IV. À medida que um reservatório vai produzindo, o seu “Fator de Recuperação” 
vai-se reduzindo como uma consequência 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, II, e III apenas.
e) I, II, III e IV.
Exercício 11- Concurso
(Eng. de Petróleo – Petrobras – 2011)
11Para 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 o movimento dos fluidos no seu 
interior. A esse respeito, analise as afirmativas a seguir:
I. O estado físico de uma mistura de hidrocarbonetos depende da sua 
composição e das condições de temperatura e pressa a que ela está 
submetida.
II. A composição original de uma mistura líquida é determinante para o seu grau 
de encolhimento, quando a mesma é levada das condições de reservatório 
para as condições de superfície (condições básicas).
III. O “Mecanismo de Influxo de Água” fornece resultados excelentes em termos 
de fator de recuperação, devido as pressões e vazões permanecerem altas, 
mantendo-se as características dos fluidos próximas às originais.
IV. À medida que um reservatório vai produzindo, o seu “Fator de Recuperação” 
vai-se reduzindo como uma consequência 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, II, e III apenas.
e) I, II, III e IV.
Exercício 12- Concurso (1)
(Eng. de Petróleo – Petrobras – 2012)
 
12 Durante o processo de produção, o petróleo é retirado do 
reservatório com auxílio de pressão, sendo usada a 
complementação do poço. Os tipos de complementação são 
primária, secundária e terciária, sendo usadas de modo 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.
(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 consegue mais 
produzir e alcança em média 35% de produção.
(E) terciária é uma técnica comum que utiliza injeção de água no 
reservatório.
Exercício 12- Concurso (2)
Resolução:
 
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 para manutenção da pressão e 
varrido do óleo após o decréscimo da produção do reservatório exclusivamente por 
energia interna. Ela é empregada antes da recuperação primária atingir sua 
recuperação máxima, 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 gás miscível, vapor, polímero e 
outros métodos especiais de recuperação. Em todos os casos, a opção por um 
método de recuperação melhorada para aumento da recuperação de um 
reservatório é feito por razões econômicas e iniciam não quando a produção pelo 
mecanismo natural se esgota. Usando as técnicas de recuperação primária, 
secundária e terciária de forma adequada, pode-se conseguir recuperar até 80% do 
óleo de um reservatório, dependendo da forma de operação, da estratégia de 
produção, do número de poços, do tempo de produção e das características do 
reservatório. 
Exercício 12- Concurso (2)
Resolução:
 
A alternativa b) é absurda. 
A alternativa c) contém um erro grave de definição (usa 
produção de poço, quando o correto é recuperação final do 
reservatório). 
A alternativa d) não reflete a realidade, dificilmente um 
gerente de reservatórios vai aguardar que o esgotamento 
do mecanismo primário para usar um método de 
recuperação avançada. 
A alternativa e) erra na definição de recuperação terciária.
Resposta: alternativa a).
O gabarito oficial é a alternativa d), então essa questão 
deveria ter sidoanulada por meio de recurso.
	Slide 1
	Slide 2
	Reservatórios
	Migração
	Propriedades das rochas
	Propriedades das rochas
	Propriedades das rochas
	Propriedades das rochas
	Exercício 1- Exemplo
	Exercício 1- Exemplo
	Exercício 2- Concurso
	Exercício 2- Concurso
	Exercício 3- Concurso
	Exercício 3- Concurso
	Conceitos básicos
	Exercício 4- Exemplo
	Exercício 4- Exemplo
	Reservatórios
	Reservatórios
	Reservas
	Reservas (2)
	Exercício 5- Concurso (1)
	Exercício 5- Concurso (2)
	Exercício 6- Concurso
	Exercício 6- Concurso
	Exercício 7- Concurso
	Exercício 7- Concurso
	Classificação de Petróleo
	Classificação de Petróleo
	Água dos Reservatórios
	Exercício 9- Concurso
	Exercício 9- Concurso
	Propriedades das rochas
	Propriedades das rochas
	Propriedades das rochas
	Exercício 9- Concurso
	Exercício 9- Concurso
	Propriedades da rocha
	Propriedades da rocha
	Propriedades da rocha
	Histórico de Produção
	Mecanismos de Produção
	Mecanismos de Produção (2)
	Mecanismos de Produção (5)
	Mecanismos de Produção (6)
	Mecanismos de Produção (7)
	Mecanismos de Produção (8)
	Mecanismos de Produção (9)
	Mecanismos de Produção (5)
	Exercício 10- Concurso
	Exercício 10- Concurso
	Exercício 11- Concurso
	Exercício 11- Concurso
	Exercício 12- Concurso (1)
	Exercício 12- Concurso (2)
	Exercício 12- Concurso (2)