Semana 3 - Reservatórios

Prévia do material em texto

1 1
Semana 03 N2
Reservatórios
INTRODUÇÃO A ENGENHARIA DO 
PETRÓLEO
Tatiany de Almeida Fortini Britto
2
Objetivos da Engenharia de Reservatório
 Estimativa das reservas de petróleo
 Desenvolvimento das reservas de petróleo
 Otimização da produção
Conhecimentos necessários:
 Propriedades dos fluidos
 Propriedades das rochas
 Fluxo de fluidos nos meios porosos
 Mecanismos de recuperação
3
 Propriedades básicas
 Regimes de fluxo
 Classificação dos reservatórios
 Fluidos produzidos
 Mecanismos de produção
 Estimativas de reservas
Sumário
4
Propriedades básicas
RESERVATÓRIO
Permeabilidade 
Saturação
Compressibilidade
Porosidade
5
Compressibilidade da rocha 
 Também chamada de compressibilidade efetiva da formação.
 É a relação entre a variação fracional dos volumes dos poros e a variação
da pressão.
1 ∂ Vp
Cf =
Vp ∂P
Cf : compressibilidade efetiva da formação
Vp : volume poroso
P : pressão
6 6
Saturação dos fluidos
 Definição: Sf = Vf / Vp = [(Vf / Vp) x 100%]
É o percentual de volume poroso ocupado pelo fluido.
 Se temos óleo, água e gás: So + Sw + Sg = 1
 Saturação de água conata (Swi): saturação de água
no momento da descoberta do reservatório.
 Métodos para determinar a saturação:
DIRETOS: a partir de amostras da formação
INDIRETOS: perfilagem de poços
7
q μ L
k =
A ∆P
Permeabilidade
Medida da capacidade de uma rocha permitir o fluxo de fluidos.
Quando existe apenas um único fluido saturando a rocha (Sf =1) - ABSOLUTA.
 MEDIÇÃO LABORATORIAL: utiliza-se geralmente gás inerte (N2, H2) que
proporciona rápida estabilidade, não interage com a matriz e satura 100% do
volume poroso.
q = 1cm3/s, μ = 1cp, A = 1cm2 , L = 1cm e ∆P = 1atm k = 1 Darcy
8
Curvas de permeabilidade relativa
 Sw = 100% kw = k
krw= 1 e kro = ko = 0
Swi = saturação de água irredutível (pára de fluir).
Soc = saturação crítica (óleo começa a fluir).
Para meios porosos contendo dois ou mais fluidos, a capacidade de transmissão
de cada um desses fluidos chama-se PERMEABILIDADE EFETIVA do meio poroso
ao fluido considerado.
9
Porosidade
 Mede a capacidade da rocha de armazenar
fluido.
 Porosidade absoluta: Φ = Vp / Vt
 Porosidade efetiva: relação entre os
espaços vazios interconectados de uma
rocha e o volume total da mesma.
 Engenharia de reservatório: quantificação
da porosidade efetiva.
 MEDIÇÃO: através de amostragem,
perfilagem e análise de testes de pressão.
10
Porosidade das principais rochas-reservatórios
 ARENITOS: cerca de 80% dos
reservatórios de óleo são constituídos
de arenitos “inconsolidados”.
 FOLHELHOS: desde que fraturados.
11
 Propriedades básicas
 Regimes de fluxo
 Classificação dos reservatórios
 Fluidos produzidos
 Mecanismos de produção
 Estimativas de reservas
Sumário
12
Regimes de fluxo
O fluxo radial é o que melhor caracteriza o movimento de fluidos do 
reservatório para o poço.
PREMISSAS:
 Reservatório com espessura constante
 Isotrópico com relação à permeabilidade
 Homogêneo
 Saturado com um único fluido
 Poço completado em todo intervalo produtor
13
Fluxo radial
 Quando se coloca um poço em produção demora-se um pouco para atingir as
condições de fluxo estabilizado. Este período caracteriza-se pelo REGIME DE
FLUXO TRANSIENTE.
 Após o reservatório produzir por um período de tempo suficiente para atingir o
limite externo do sistema (re) estabelece-se o REGIME DE FLUXO
PSEUDOPERMANENTE.
 Quando mantêm-se a pressão do
reservatório constante (influxo natural
de água) estabelece-se o REGIME
FLUXO PERMANENTE.
14
 Propriedades básicas
 Regimes de fluxo
 Classificação dos reservatórios
 Fluidos produzidos
 Mecanismos de produção
 Estimativas de reservas
Sumário
15
Classificação dos reservatórios
 É feita de acordo com o comportamento da mistura de hidrocarbonetos nele
contida.
 Apenas a composição da mistura não é suficiente para determinar o seu
estado físico, sendo necessário também o conhecimento das condições de
pressão e temperatura as quais as misturas está submetida.
 Para se entender a classificação dos reservatórios a partir dos fluidos neles
contidos, faz-se necessário conhecer o comportamento das misturas de
hidrocarbonetos em função das alterações na temperatura e na pressão,
como também estabelecer algumas definições.
16
Vaporização de uma substância pura
Aquecimento da substância a pressão constante
17
 Aquecimento: Ponto de bolha (T2).
 Resfriamento: Ponto de orvalho (T3).
 Para substância pura: T2 = T3 ( ponto de bolha = ponto de orvalho).
 Ponto crítico (Pc): maior pressão e temperatura em que as duas fases
coexistem.
Nos reservatórios de petróleo 
os processos de vaporização 
ocorrem com temperatura 
constante. 
Curva de vaporização de uma 
substância pura. 
18
Vaporização de uma mistura
Aquecimento da mistura a pressão constante
19
 A mudança de fase não ocorre a temperatura constante.
 T2 < T3 (mistura de componentes com diferentes pressões de vapor).
 Cada mistura, dependendo de sua composição, apresenta um diagrama de
fases particular.
 Curva de bolha
 Curva de orvalho
 Ponto bolha ≠ Ponto orvalho
Diagrama de fases
20
 Diagrama de fases: comportamento de uma mistura de hidrocarbonetos.
 CRICONDENTERMA: linha reta tangente a curva de orvalho que representa a
maior temperatura em que coexistem duas fases em equilíbrio.
 CRICONDENBÁRICA: linha reta tangente a curva de bolha que indica a maior
pressão em que ainda coexistem as duas fases em equilíbrio.
21
Tipos de reservatórios
 Tipos de reservatórios:
ÓLEO e GÁS
 TR1 < Tc < TR2
 R1 óleo e R2 gás.
22
Reservatório de óleo
 Ponto 1: óleo saturado (P = Pb).
 Ponto R: óleo subsaturado (P > Pb)
 Curva RS: transição do fluido desde as
condições iniciais do reservatório (R) até
as condições de superfície (S).
 Em S: 60% dos hc na fase líquida
40% dos hc na fase gasosa
 Comportamento do fluido que fica no
reservatório é representado por uma
linha vertical (T constante = TR).
23
Reservatório de gás
 Jazida de petróleo contendo uma mistura de hc no estado gasoso.
 Temperatura da mistura maior que a temperatura crítica.
 A mistura gasosa, ao ser levada para a superfície, passa por um separador
onde os componentes mais pesados (líquido) são separados dos mais leves
(gasoso).
 A classificação dependerá não só da composição original da mistura, mas
também dos processos de separação.
Classificação:
 Reservatórios de gás seco
 Reservatórios de gás úmido (ou gás condensado)
 Reservatórios de gás retrógrado
24
Reservatório de gás seco
 No processo de separação produz uma quantidade desprezível de líquido.
25
Reservatório de gás úmido
 No processo de separação produz uma certa quantidade de líquido .
26
 Propriedades básicas
 Regimes de fluxo
 Classificação dos reservatórios
 Fluidos produzidos
 Mecanismos de produção
 Estimativas de reservas
Sumário
27
Fluidos produzidos
 Reservatório de óleo: produção de óleo, gás natural e água.
 Reservatório típico: vazão de produção de óleo, gás e água.
 Vazões sempre expressas nas condições de superfície (padrão).
28
Fator volume de formação de gás
 Inicialmente, quando se encontra dentro do reservatório (pR, TR), o gás
ocupa um certo volume. Quando é levado à superfície, o gás fica sujeito a
outras condições de pressão e temperatura (pamb, Tamb), o que acarretará
numa alteração considerável no volume por ele ocupado.
Volume gás (p, T)
Bg =
Volume gás (std)
29
Fator volume de formação de óleo
 Mistura líquida nas condições de reservatório: óleo + gás dissolvido.
 246 →176 atm (psat): pequeno aumento de volume do líquido (compressibilidade).
 A partir de 176 atm, qualquer redução de pressão acarretará em vaporização das
frações mais leves.
 Volume de 1,33 m3 de óleo (246 atm, 71ºC) para se obter 1 m3 óleo (std).
30
Volume óleo + gás dissolvido(p, T)
Bo =
Volume óleo no tanque (std)
 Volume de óleo a pressão inicial (Voi) > Voi (std) → Bo > 1
 Acima da pressão de bolha (pb), não há liberação de gás.
 Abaixo da pressão de bolha: Vo(p,T) < Vb → Bo diminui quando p diminui.
31
 Propriedades básicas
 Regimes de fluxo
 Classificação dos reservatórios
 Fluidos produzidos
 Mecanismos de produção
 Estimativas de reservas
Sumário
32
Mecanismos de produção
 Para que haja produção é necessário que outro material venha preencher o
espaço poroso ocupado pelo fluido produzido.
 MECANISMO DE PRODUÇÃO: conjunto de fatores que fazem desencadear
os processos de descompressão e deslocamento de fluido no reservatório.
 PRINCIPAIS TIPOS DE MECANISMOS: gás em solução
capa de gás
influxo de gás
combinado
segregação gravitacional
33
Gás em solução
A produção é o resultado da expansão do gás que inicialmente encontrava-
se associado ao óleo e é liberado da solução após a queda de pressão do 
reservatório, decorrente da perda de massa do sistema.
 Ocorre em reservatórios de óleo isolados, ou seja,
toda energia disponível para produção se encontra na
própria zona de óleo.
 Produção antes da psat: decorrente da expansão
dos líquidos e diminuição do volume dos poros da
formação.
 Após a psat: expansão do gás liberado desloca o
óleo para fora do meio poroso.
34
DESVANTAGENS DO MECANISMO:
 Constantes quedas de pressão aumentam quantidade de gás liberado havendo a
formação de fase contínua, fazendo com que o gás flua juntamente com o óleo,
provocando queda na energia do reservatório.
 Baixas taxas de recuperação (cerca de 20% do volume original da jazida).
 A energia do reservatório se esgota rapidamente, impactando nas vazões de
produção, levando ao abandono do reservatório ainda com quantidades
significativas de óleo.
 RGO cresce rapidamente até atingir um
valor máximo (baixas pressões) e começa
a declinar decorrente do início do fluxo de
gás (produção).
 As quedas de pressão são bem
acentuadas, geralmente em um curto
período de tempo (pequena vida útil do
reservatório).
35
Capa de gás
A zona de óleo é colocada em produção, o que causa a redução da pressão 
do reservatório, devido a retirada de fluido. Essa queda de pressão se 
transmite para a capa de gás, que se expande penetrando na zona de 
óleo e auxiliando na sua expulsão dos poros da rocha.
 Como o gás tem uma compressibilidade muito alta
a sua expansão ocorre sem que haja queda
substancial da pressão no reservatório.
 Quanto maior for o volume de gás da capa
comparado ao volume de óleo, maior será sua
atuação no sentido de manter a pressão do
reservatório em níveis elevados, estimulando a
produção por um período maior.
36
 A pressão cai continuamente, porém de
forma mais lenta do que no mecanismo de
gás em solução.
 Existe uma grande instabilidade da
RGO, sendo comum intervenções nesses
poços para correções da razão gás-óleo.
 Baixas taxas de recuperação (de 20% a 30% do volume original da jazida).
 É necessário um certo tempo para que a queda de pressão se transmita da zona
de óleo para a capa de gás e para que esta se expanda, o que não ocorre
apropriadamente com uma vazão de produção mais alta.
DESVANTAGENS DO MECANISMO:
37
Influxo de água
Processo contínuo que consiste na expansão de volume do aquífero, decor-
rente da queda de pressão provocada pela produção. Como o espaço poroso 
do aquífero não é mais suficiente para conter a água, ocorre a invasão da 
zona de óleo (influxo), o que acarreta na produção de mais óleo. 
 Para que o mecanismo ocorra é necessário que a
formação portadora de óleo ou gás tenha contato
direto com grandes acumulações de água (aquífero).
 Apenas grandes volumes de água e rocha, ao
sofrerem os efeitos de redução de pressão, podem
produzir grandes influxos de água.
O influxo de água mantém a pressão do
reservatório constante e elevada, o que garante boas
vazões de produção por um longo período de tempo.
38
 Comportamento típico do mecanismo de
influxo de água.
 A pressão permanece alta por mais tempo.
 A RAO cresce continuamente, começando
dos poços localizados nas partes mais baixas
da estrutura.
 Alto fator de recuperação (de 30% a 40%, podendo chegar a 75% do
volume original da jazida).
 Estes valores altos devem-se principalmente à estabilidade da pressão do
reservatório e aos elevados valores de vazão de produção, o que permite
manter as características dos fluidos produzidos próximas às originais.
 Os poços devem ser completados na zona de óleo e numa posição um
pouco afastada do contato óleo-água para evitar o fluxo prematura de água.
39
Combinado
Ocorre quando um reservatório produz pela ação de efeitos causados por 
mais de um mecanismo de produção.
 É importante lembrar que em algum momento da
vida produtiva de um reservatório haverá formação de
gás.
 Mesmo que o mecanismo proporcione boa
manutenção de pressão, em um determinado
momento ela decairá abaixo da pressão de saturação
(bolha), o que acarretará no aparecimento de gás livre
na zona de óleo.
40
Segregação gravitacional
A gravidade é responsável pela melhoria do desempenho dos mecanismos de 
produção, fazendo com que ocorra a segregação de fluidos, ou seja, os 
fluidos tendem a se arranjar dentro do reservatório de acordo com 
suas densidades.
 MECANISMO DE GÁS EM SOLUÇÃO: com a
atuação da gravidade sobre os fluidos, uma grande
parte do gás que sai da solução migra para a parte
mais alta da estrutura, provocando o aparecimento de
uma capa de gás secundária.
 INFLUXO DE ÁGUA: a atuação da gravidade
permite que o óleo seja deslocado sempre à frente da
água em direção aos poços produtores, isto devido à
diferença de densidade entre esses dois fluidos.
41
 Propriedades básicas
 Regimes de fluxo
 Classificação dos reservatórios
 Fluidos produzidos
 Mecanismos de produção
 Estimativas de reservas
Sumário
42
Estimativas de reservas
È a atividade dirigida à obtenção de volumes de fluidos que se pode 
retirar do reservatório até que ele chegue à condição de abandono.
 São feitas não só no momento da descoberta da jazida, mas também ao
longo de toda sua vida produtiva.
 Não existe uniformidade plena de critérios sobre definição, classificação e
métodos de estimativas de reservas petrolíferas. No entanto, cada vez mais, as
empresas tendem a se basear nos critérios do código internacional da SPE
(Society of Petroleum Engineers), de modo que suas reservas possam ser
reconhecidas por instituições internacionais e comparadas com as de outras
empresas e países.
43
Definições
 VOLUME ORIGINAL: quantidade de fluido existente no reservatório na época
de sua descoberta.
 VOLUME RECUPERÁVEL: quantidade de óleo ou gás que se espera produzir
de uma acumulação de petróleo.
 FATOR DE RECUPERAÇÃO: é o quociente entre o volume recuperável e o
volume original.
 PRODUÇÃO ACUMULADA: é a quantidade de fluido que já foi produzida de
um reservatório até uma determinada época.
 FRAÇÃO RECUPERADA: é o quociente, a cada instante, entre a produção
acumulada e o volume original.
 RESERVA: é a quantidade de fluido que ainda pode ser obtida de um
reservatório de petróleo.
44
 No início da vida produtiva do reservatório a produção acumulada é igual a zero e
a reserva é igual ao volume recuperável.
 No final, quando estabelecida a condição de abandono do poço, a produção
acumulada será igual ao volume recuperável e a reserva será igual a zero.
 CONDIÇÃO DE ABANDONO: ocorre quando o declínio da produtividade diminui
a receita proveniente da venda do petróleo, que se torna insuficiente para cobrir
as despesas de manutenção das operações.
45
Métodos de cálculo
Métodos
Volumétrico
Análise de risco
Analogia
Performance
46
Analogia
 Nessa época, as únicas informações a respeito do reservatório são oriundas de
métodos indiretos.
 As estimativas são feitas a partirde dados sísmicos e de reservatórios localizados
nas proximidades, os quais se acredita tenham características semelhantes às do
reservatório que está sendo estudado.
É um tipo de procedimento utilizado em uma época que precede à 
perfuração do poço pioneiro.
47
Análise de risco
Como no método anterior, também é um processo utilizado antes da 
perfuração do poço descobridor.
 As estimativas também são feitas da mesma forma que no método de analogia.
 A diferença entre os dois métodos reside no fato de que na análise de risco existe
uma certa sofisticação no tratamento estatístico dos dados e os resultados são
apresentados não como um valor único, mas como uma faixa de resultados
possíveis.
48
Volumétrico
Este método para cálculo de volume original pode ser usado tanto para 
reservatórios de óleo quanto para de gás.
INFORMAÇÕES NECESSÁRIAS: volume total da
rocha (VR), obtido através da sísmica de reflexão;
porosidade média da rocha (Φ) e saturação dos
fluidos (Sw), obtidos tanto por meio da interpretação
de perfis como por ensaios laboratoriais; fator volume
de formação de óleo (Bo), obtido através de análise
laboratorial.
49
Performance
São modelos em que a previsão do desempenho (performance) do 
reservatório se baseia no seu histórico de produção.
 A análise do declínio de produção, a utilização da equação de balanço de
materiais e a simulação matemática de reservatórios são métodos que se inserem
neste grupo.
 DECLÍNIO DE PRODUÇÃO: baseia-se apenas na observação do
comportamento das vazões de produção ao longo do tempo.
 BALANÇO DE MATERIAIS: é uma relação que associa o balanço de massa dos
fluidos do reservatório com as reduções de pressão no seu interior.
 SIMULAÇÃO MATEMÁTICA: utilização de simuladores numéricos e
computacionais em estudos de reservatório.