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ARRANJOS PRODUTIVOS I AULA 4 Propriedades básicas: Da rocha são: 1. Porosidade; 2. Compressibilidade; 3. Saturação 4. Permeabilidade absoluta; 5. Permeabilidade efetiva; 6. Permeabilidade relativa. 2 - Compressibilidade: ao ser retirado uma certa quantidade de fluidos do interior da rocha, a pressão cai e os poros têm seu volume reduzido. Assim a compressibilidade efetiva (Cƒ) da formação é: Cƒ = (ΔVp / Vp )/ ΔP, onde: Cƒ = compressibilidade efetiva da rocha; ΔVp = variação do volume poroso; Vp = volume poroso inicial; ΔVp / Vp = variação fracional do volume; ΔP = variação da pressão. 3 - Saturação: como os poros da rocha contém água, para estimar a quantidade dos fluidos temos que conhecer o percentual de cada fluido nos poros; isso se denomina saturação. Saturação de óleo: So =Vo/Vp Saturação de gás: Sg =Vg/Vp Saturação de água: SW =VW/Vp Lembrar: Vp = volume poroso inicial. Ao ser descoberto, um reservatório de petróleo apresenta uma certa saturação de água, que recebe o nome de água conata. 4 - Permeabilidade absoluta: é a medida da capacidade da rocha permitir o fluxo de fluido. Quando existe apenas um fluido saturando a rocha, pode-se obter a permeabilidade absoluta (lei de Darcy). k = (q x µ x L) (A x (P1 – P2)) Onde: q (vazão) = 1 cm³/s µ (viscosidade) = 1cp L (comprimento) = 1 cm A (área) = 1 cm² (P1 – P2) = 1 atm. k = constante de permeabilidade Nessas condições temos que k = 1 Darcy (usa-se comumente em mD). 1 darcy é a permeabilidade de uma rocha na qual um gradiente de pressão de 1 atm/cm promove a vazão de 1cm3/s de um fluido de viscosidade 1 cP através de 1cm2 de área aberta ao fluxo. 5 - Permeabilidade efetiva: a rocha reservatório contém sempre dois ou mais fluidos e a permeabilidade absoluta não é suficiente para medir a facilidade de cada um dos fluidos se movimentar. Se em um meio poroso estão fluindo água e óleo, tem-se a permeabilidade efetiva à água e ao óleo. As permeabilidades efetivas para óleo, gás, e água são ko, kg e kw. As permeabilidades efetivas dependem da saturação de cada fluido no meio poroso. Cada valor de saturação corresponde a uma valor de permeabilidade efetiva àquele fluido. Permeabilidade efetiva da água é MENOR que a absoluta. A partir de uma certa saturação de óleo (“crítica”), o óleo começa a fluir: inicia-se o fluxo bifásico. À medida que a injeção de óleo continua e sua saturação aumenta, ko cresce, enquanto kw decresce. O experimento termina quando a saturação de água atinge um valor (saturação irredutível) em que ela pára de fluir: ocorre apenas fluxo de óleo. Considerando o processo inverso, quando o óleo pára de fluir temos a “saturação de óleo residual (sor)”. Inicialmente: meio poroso 100% saturado de água. Inicia-se injeção de óleo: Enquanto o volume de óleo injetado é suficientemente pequeno, o óleo não consegue fluir → sua permeabilidade efetiva é nula, apenas água é produzida. Apesar de imóvel, a presença de óleo reduz espaço para água se deslocar: Saturação de óleo residual Saturação irredutível 6 - Permeabilidade relativa: é a permeabilidade efetiva normalizada, ou seja, dividida pela permeabilidade absoluta. Ao resultado da normalização dá-se o nome de “permeabilidade relativa”. As permeabilidades relativas ao óleo, gás e água são Kro, Krg e Krw. A permeabilidade relativa nada mais é que a permeabilidade efetiva tornada adimensional, e varia de 0 (não há fluxo) a 1 (meio poroso 100% saturado). Saturação de óleo residual Saturação irredutível 7 - Mobilidade: Define-se como sendo a relação entre a sua permeabilidade efetiva e a sua viscosidade. As mobilidades relativas ao óleo (fluido deslocado) e da água (fluido injetado) são λo = ko/μo e λw = kw/μw Razão de mobilidades - λw/λo Quanto maior for a razão de mobilidades menor será a eficiência de deslocamento do óleo, porque a água, por ter maior mobilidade, tende a “furar” o banco de óleo criando caminhos preferenciais entre os poços injetores e os produtores.
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