Aula 8 Reservatórios

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Introdução à Engenharia Introdução à Engenharia 
de Petróleode Petróleo e Gáse Gás
D.Sc. João Luiz B. Ribeiro
Engenheiro de Produção
jribeiro@lin.ufrj.br jlbr.GORCEIX@petrobras.com.br joaolbr@bol.com.br
PÓS GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEL
MÓDULO: ( I ) – (INTRODUÇÃO À ENGENHARIA DE PETRÓLEO E GÁS)
Coordenador: Vanessa Garcia Professor: (João Luiz Batista Ribeiro)
Data: (11/12/2009)
ReservatóriosReservatórios
Joaolbr@bol.com.br jribeiro@lin.ufrj.br
D.Sc. João Luiz B. Ribeiro
Engenheiro de Produção
Qual a meta principal dos engenheiros de 
reservatório na Petrobrás ?
...a proposta de um plano 
de desenvolvimento de um 
campo de petróleo de modo 
a maximizar sua 
recuperação econômica
campo de 
atuação da 
engenharia de 
reservatório
engenharia de 
poço
engenharia de 
produção
Estudando o comportamento do fluido no interior da rocha 
reservatório (como se comporta a pressão do reservatório 
durante a produção do fluido nele contido...)
Conhecendo o fluido contido no reservatório (viscosidade, 
composição da mistura, densidade...)
Conhecendo as propriedades da rocha-reservatório (porosidade, 
permeabilidade, capilaridade, saturação...)
Desenvolvendo um modelo teórico do reservatório que traduza 
o comportamento passado e possibilite a previsão futura deste 
reservatório (baseando-se no histórico de produção utilizando-
se de modernos simuladores de fluxo...)
?
?
Estudar e propor método de recuperação secundária e/ ou 
avançada de petróleo (recuperação com injeção de água, 
injeção de gás, recuperação térmica com vapor, combustão “in
situ”, com ação de polímeros...)
Estudar e conhecer os mecanismo de produção do reservatório 
(gás em solução, capa de gás, influxo de água, mecanismo 
combinado, segregação gravitacional...)
Gerenciar o reservatório (não se deve matar a galinha dos ovos 
de ouro pensando em obter o melhor rendimento...)
Tipos de 
Reservatório
Tipos de 
Reservatório
A depender da composição e das 
condições de pressão e temperatura na
subsuperfície, uma acumulação de 
petróleo pode se apresentar totalmente 
líquida, totalmente gasosa, ou com uma 
parte líquida e uma parte gasosa em 
equilíbrio
Tipos de Reservatório
p
T
Vapor
Líquido
+
Vapor
Região de 
condensação 
retrógrada 
 
 
 
C u
r v a
 
d o s
 
p o n t
o s d e
 
b o l h a
 
C
vu r
a d
 
p
o s
no
t o s
 
d e
 
o r
v a
l h o
Líquido
p T3 3 
p Ts s 
2 0 %
 
l í q .
 
 
8 0 %
 
v a
p o r
3 0 %
 
l í q . 
 
7 0 %
 
v a
p o r
9 0 %
 
l í q .
 
 
1 0 %
 
v a
p o r
1 0 %
 
 
l í q .
 
 
 
9 0 %
 
v a
p o r
C
p T2 2 p T1 1 
Reserv. de gásReservatórios de óleo Reservatório de GásReservatório de ÓleoEnvelope de 
fase
Tipos de 
Reservatório
Óleo de alta contração
Óleo de média contração
Óleo de baixa contração 
Óleo leve
Black-oil
Óleo pesado
Reservatório de óleo
Gás seco
Pouco ou nenhum 
condensado na 
superfície
Gás condensado
Forma um volume 
relativo de 
condensado na 
superfície
Reservatório de gás
capa de gás
hidrocarbonetos líquidos (óleo)
água
óleo
$ $ $
gás
X
Gás $$
Óleo $$
Classificação
Fluidos Produzidos
Hidrocarbonetos
Líquidos
Gás Gás Livre 
Óleo + Gás de 
Solução (óleo)
Água Água + Gás de 
Solução (água)
Condições de 
Reservatório 
Condições de 
superfície 
Mecanismo de 
Produção de 
Reservatório
Mecanismo de 
Produção de 
Reservatório
Mecanismo de gás em solução;
Mecanismo de capa de gás;
Mecanismo de influxo de água;
Mecanismo combinado;
Mecanismo de segregação gravitacional.
Mecanismo de produção
Quociente entre as vazões instantâneas de gás e de 
óleo, medidas em condições-padrão
Razão Gás/Óleo - RGO 
Quociente entre as vazões instantâneas de água e de 
óleo, medidas em condições-padrão
Razão Água/Óleo – RAO 
Basic Sediments and Water - BSW
Quociente entre a vazão de água mais os sedimentos 
que estão sendo produzidos a vazão total de líquidos e 
sedimentos
Poços
Reservatório
Óleo
Mecanismo de gás em solução
A produção de fluidos provoca redução na pressão, que por sua vez, 
além de proporcionar a vaporização de mais componentes leves, acarreta 
a expansão dos fluidos. Como o gás é muito mais expansível que o 
líquido, é basicamente devido à sua expansão que vai acontecer o 
deslocamento do líquido para fora do meio poroso. Então, o mecanismo é
exatamente esse: a produção é o resultado da expansão do gás que 
inicialmente estava dissolvido e que vai saindo de solução. Quanto mais a 
pressão cai, mais o gás se expande e mais líquido é deslocado. 
Óleo
Mecanismo capa de gás
Óleo
Capa
de gás
A zona de líquido é colocada em produção, enquanto a zona de gás é
preservada, já que a principal fonte de energia para a produção está no 
gás da capa. O mecanismo funciona da seguinte maneira: 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 gradativamente na zona de óleo. 
O gás da capa vai ocupando espaços que anteriormente eram ocupados 
pelo óleo. 
Óleo
Aquífero
Mecanismo de influxo de água
O mecanismo se manifesta da seguinte maneira: a redução da pressão do 
reservatório, causada pela produção de hidrocarbonetos, após um certo 
tempo é transmitida e se faz sentir no aqüífero, que responde a essa 
queda de pressão através da expansão da água nele contida e da redução 
de seu volume poroso Há portanto uma invasão da zona de óleo pelo 
volume de água excedente. Essa invasão, que recebe o nome de influxo 
de água, vai, além de manter a pressão elevada na zona de óleo, deslocar 
este fluido para os poços de produção. 
Óleo
Aquífero
Capa
de gás
Mecanismo combinado
Fluxo em 
Meio Poroso
Fluxo em 
Meio Poroso
Dentre as diversas informações a serem obtidas a 
respeito de uma acumulação de petróleo após a 
sua descoberta, a quantidade de hidrocarbonetos 
que se pode retirar dessa jazida e o tempo em que 
essa produção se efetuará são, sem qualquer 
dúvida, das mais importantes. O conhecimento 
das leis que regem o movimento dos fluidos nos 
meios porosos é fundamental para a obtenção 
dessas informações. O ramo da engenharia de 
reservatórios que trata da maneira como os 
fluidos se movimentam em um meio poroso 
recebe o nome de fluxo de fluidos em meios 
porosos
Fluxo em meio poroso
Equação de Darcy
Coleta e medição
da água
L
2
Injeção de água a
vazão constante ( )q
1
h1
h2
Areia
Henry Darcy
(1856) 
L
pkAq
µ
∆
=
Avaliação 
das 
Formações
Avaliação 
das 
Formações
Embora o termo avaliação das formações 
abranja diversas disciplinas que buscam 
caracterizar um reservatório, o que se procura 
com esta caracterização é a reposta que o 
reservatório pode suportar em termos de 
dados de produção em caso de ser explorado, 
ou utilizando termos mais apropriado, qual o 
resultado produtivo do reservatório caso seja
explotado
Avaliação das Formações
Métodos de Avaliação das Formações
Informações geológicas
Amostra de calha
Informações da perfuração
Detectores de gás
Testemunhagem
Perfis elétricos
Teste de formação
Constitui o método mais direto de 
avaliação das formações, uma vez 
que consiste em colocar a 
formação em contato direto com a 
pressão atmosfera para que 
produza livremente os fluidos que 
contêm.
Teste de Formação
...investigando o reservatório....
mecanismo do 
reservatório
perturbação resposta
..muitas perguntasconduzem a mesma resposta ? ? ?
Teste de Formação
h Poço
re
qw
Sem alimentação externa
A1
A2
A3
A4
q1
q4
q2
q3
np poços
A
q
rw
ra
ka kk ka
...complexidades do fluxo 
num reservatório
L
trecho horizontal
h
trecho vertical
...complexidades do fluxo 
num reservatório
zona invadida
matriz matrizfratura fratura
a
c b
...reservatório naturalmente 
fraturado 
...perfil de dano do poço
...complexidades do fluxo 
num reservatório
...investigando o reservatório
Recuperação 
de Petróleo
Recuperação 
de Petróleo
Recuperação de petróleo
As acumulações de petróleo possuem, na época da 
sua descoberta, uma certa quantidade de energia, 
denominada energia primária. No processo de 
produção há uma dissipação da energia primária, 
causada pela descompressão dos fluidos do 
reservatório e pelas resistências encontradas pelos 
mesmos ao fluirem em direção aos poços de 
produção. O consumo de energia primária reflete-se 
principalmente no decréscimo da pressão do 
reservatório durante a sua vida produtiva, e 
conseqüente redução da produtividade dos poços.
Mobilidade
Define-se mobilidade de um fluido como sendo a relação entre a 
sua permeabilidade efetiva e a sua viscosidade
o
o
o
k
µ
λ =
w
w
w
k
µ
λ =
Assim como as permeabilidades efetivas, as mobilidades 
também dependem das saturações
Suplementá-la com energia secundária, 
artificialmente comunicada, através da 
injeção de certos fluidos em poços 
selecionados;
Reduzir as resistências viscosas por meio 
de métodos especiais, como por exemplo 
o aquecimento da jazida.
Há duas linhas gerais de ação para minorar os efeitos da 
dissipação da energia primária dos reservatórios de 
petróleo:
Recuperação secundária
(convencional e especial)
Injeção
Produção
óleo
óleo
injeção injeçãoprodução
água
água
X
Através da injeção de 
certos fluidos em poços 
selecionados
Geralmente água ou gás 
(em alguns casos CO2)
Recuperação convencional 
Injeção
Produção
malha
básica
Esquema de 
injeção
Eficiência de 
Varrido
Recuperação de PetróleoRecuperação de Petróleo
Reduzindo as resistências viscosas ou 
capilares por meio de métodos 
especiais
Térmicos
Injeção cíclica e/ou contínua de vapor
Injeção de água quente
Combustão “in-situ”
Recuperação especial
Químicos
Injeção de polímero
ASP – Álcali-Surfactante-Polímero
Injeção de Solução Micelar
Miscíveis
Injeção de Banco de GLP
Injeção de gás enriquecido
Recuperação especial
A eficiência de recuperação primária é geralmente 
baixa. A depender do mecanismo de produção, tal 
eficiência pode inclusive ser nula. Apesar do grande 
desenvolvimento tecnológico da indústria do petróleo, a 
maior parte dos volumes originais de óleo encontrados 
no mundo é considerada irrecuperável pelos métodos 
atuais de produção, incluindo os de recuperação 
secundária. A eficiência de recuperação dos projetos de 
recuperação secundária bem sucedidos pode ser 
superior a 60%, embora o valor mais freqüente seja de 
30 a 50%, para os métodos convencionais. Esses 
números chamam a atenção para o potencial da 
pesquisa dos métodos de recuperação secundária.
Dilema
Preço do Petróleo
Custo de Exploração
Custo de Desenvolvimento
Custo de Produção
Avanços 
Tecnológicos
Preço
X
Custo
Política de Reserva
SimulaçãoSimulação
A simulação numérica é um dos métodos 
empregados na engenharia de petróleo para se 
estimar características e prever o comportamento 
de um reservatório de petróleo, a exemplo das 
técnicas de previsão de comportamento baseadas 
em balanço de materiais, nas curvas de declínio e 
na teoria de Buckley-Leverett. 
Simulação
Físicos
Analógicos
Modelos reduzidos
Protótipos
Matemáticos AnalíticosNuméricos
y
x
Simulação
Norte
O.W.C = -1650 ft ssO.W.C = -1050 ft ss
O.W.C = -850 ft ss
Dados de 
geologia
Coleta e 
preparação 
de dados
Modelo 
numérico
Ajuste de 
histórico
Dados de 
rocha e 
fluido
Dados de 
produção e 
completação
Lançamento 
do “grid”
Digitalização 
dos dados
Macrofluxo - estudo de reservatório
ReservaReserva
Reserva
Denomina-se estimativa de reservas a atividade 
dirigida à obtenção dos volumes de fluidos que 
podem ser retirados do reservatório até que ele 
chegue à condição de abandono. A estimativa 
dos volumes a serem produzidos são feitas não 
só por ocasião da descoberta da jazida como 
também ao longo de sua vida produtiva, à
medida que vão sendo obtidas mais informações 
a respeito do reservatório.
Volume original −−−− quantidade de fluido existente no 
reservatório na época da sua descoberta. 
Volume recuperável − volume de óleo ou gás que se 
espera produzir de uma acumulação de petróleo..
Fator de recuperação − quociente entre o volume 
recuperável e o volume original
Fração recuperada − quociente entre a produção 
acumulada e o volume original
Reserva − quantidade de fluido que ainda pode ser 
obtida de um reservatório de petróleo numa época 
qualquer da sua vida produtiva. 
ReservaReserva
23%
736.000
3.200.000
Óleo Original = 3.200.000
Volume Recuperável = 736.000
 
 
m std
m std
³
³
 
 
Fator de Recuperação = 23%
336.000 400.000
Volume Original = 3.200.000
Volume Recuperável = 736.000
Produção Acumulada = 400.000
 
 
 
m std
m std
m std
³
³
³
 
 
 
(Fração Recuperada = 12,5%)
Reserva = 336.000 m std³
Reserva
ReservaReserva
Exemplo
3600.15000.12000.4660,0 mreserva =−⋅=
Qual a reserva atual de um reservatório cujo volume 
original seja de 46.000 m33, considerando que o volume 
recuperável deste reservatório seja de 60% e sua 
produção acumulada de 12.000 m3.
ReservaReserva
N
óleo
V Sr wiφ −(1 )
líquido
V S
B
r wi
oi
φ −(1 )
N =
Métodos de cálculo de reserva
Analogia
Método volumétrico
Análise de declínio de produção
Equação de balanço de materiais
Simulação de reservatório