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Engenharia de Reservatórios de Petróleo I AULA 12: FLUXO DE LÍQUIDOS NOS MEIOS POROSOS – 2ª PARTE ENGENHARIA DE RESERVATÓRIOS DE PETRÓLEO I Aula 12: Fluxo de Líquidos nos Meios Porosos – 2ª Parte Engenharia de Reservatórios de Petróleo I AULA 12: FLUXO DE LÍQUIDOS NOS MEIOS POROSOS – 2ª PARTE Apresentação do conteúdo da aula 1. Fluxo de Líquidos em Meios Porosos • Conceito de potencial de fluxo; • Equação de difusividade; • Algumas soluções com a equação de difusividade; o Sistemas lineares com fluxo permanente, pseudopermanente e transiente; o Sistemas radiais com fluxos permanente, pseudopermanente. Engenharia de Reservatórios de Petróleo I AULA 12: FLUXO DE LÍQUIDOS NOS MEIOS POROSOS – 2ª PARTE Superposição de efeito Princípio da superposição de Efeitos • Teorema: “Qualquer soma de soluções individuais de uma equação diferencial de segunda ordem é também uma solução”. É uma particularidade matemática aplicável às equações diferenciais lineares como a equação de difusividade estudada anteriormente. Esse teorema permite resolver os problemas de fluxo no reservatório. Aplicar esse teorema significa que poços individuais de vazão constante podem ser posicionados em qualquer local do reservatório a qualquer tempo Assim sendo a equação de difusividade hidráulica, a superposição de efeitos poderá ser aplicada em relação ao tempo e ao espaço. Exemplo de superposição no espaço: determinar a queda de pressão no ponto do reservatório C a partir das vazões constantes qA e qB dos poços A e B em produção em um reservatório infinito; usando-se a soma dos efeitos das produções de A e B: ∆𝑝𝐶 = ∆𝑝𝐵, 𝐶 + ∆𝑝𝐵, 𝐶 Aplicando as equações de difusividade hidráulica para fluxo radial transiente. Vide exemplo de exercício resolvido 3.6, da página 218, em A J Rosa op. cit. Exemplo de superposição no tempo no item 7.5, páginas 180/182, em L P Dake op. cit. Engenharia de Reservatórios de Petróleo I AULA 12: FLUXO DE LÍQUIDOS NOS MEIOS POROSOS – 2ª PARTE Descontinuidades por falhas ou barreiras de permeabilidade em reservatórios Caso de Falhamento Selante Descontinuidades dos reservatórios provocadas por falhas são comuns. Elas sendo selantes impedem totalmente o fluxo dos fluidos. A falha vertical a distância d do poço. Colocado em produção o poço, as linhas de fluxo apresentam em teoria a conformação B. Método das imagens, no caso em torno da falha, o contorno do fluxo é nulo, como seria no contorno da região de drenagem de cada poço; os dois poços produzindo em um sistema infinito; se teria assim uma superposição de efeitos e o comportamento da pressão pode ser previsto para qualquer ponto. Em um sistema de linhas de fluxo ilustrado em C. A B C Figuras 3.18 a 3.20 reproduzidas de A J Rosa op. cit em “saiba mais” Engenharia de Reservatórios de Petróleo I AULA 12: FLUXO DE LÍQUIDOS NOS MEIOS POROSOS – 2ª PARTE Efeito de película por dano ou por estímulo da formação Efeito de Película • Efeito de película é um modelo matemático de simular uma situação física causada por um fenômeno real; • Em A, a região do poço afetada com alteração da permeabilidade kₐ sendo menor do que k permeabilidade da formação. fluido passa a despender maior energia para ultrapassar essa região provocando maior queda de pressão nas proximidades do poço; • Em B, o perfil de pressão em um dado momento com o poço em produção. A B Figuras 3.21 e 3.22 reproduzidas de A J Rosa et al op.cit. em “saiba mais” Engenharia de Reservatórios de Petróleo I AULA 12: FLUXO DE LÍQUIDOS NOS MEIOS POROSOS – 2ª PARTE Efeito de película Efeito de película: fator de película s • Esse fator s adimensional representa a queda de pressão devida à alteração das características do reservatório; a queda de pressão (depleção) devida à produção (p ₐ– p’)̫ de vazão qw e queda de pressão na região alterada (pₐ - p ̫). Interessa saber a queda de pressão entre (p’ ̫- p ̫) dada pela expressão: 2𝜋𝑘ℎ 𝑞 ̫𝜇 (p̫’ –p ̫)= [ 𝑘 𝑘ₐ - 1] ln( 𝑟ₐ 𝑟̫ ) = s ou 𝟐𝝅𝒌𝒉 𝒒 ̫̫ 𝝁 ∆𝒑 = s • Quando k ₐ < k, o valor de s é positivo e é indicação de dano da Formação; • Para kₐ> k, o valor de s é negativo, indicando estímulo do poço; • Sendo s = 0, a produtividade do poço é a original; • Sendo s<0, representa fluxo de poço para a Formação. Engenharia de Reservatórios de Petróleo I AULA 12: FLUXO DE LÍQUIDOS NOS MEIOS POROSOS – 2ª PARTE Efeito de película Razão de dano RD O dano à Formação passa a ser avaliado através da variação do Índice de Produtividade; a relação entre os Índices de Produtividade Teórico e o Real fornece a razão de dano. RD = 𝐼𝑃 𝑡𝑒ó𝑟𝑖𝑐𝑜 𝐼𝑃 𝑟𝑒𝑎𝑙 = 𝑞𝑤/(𝑝𝑖 −𝑝𝑤 −∆𝑝 ) 𝑞𝑤/(𝑝𝑖 −𝑝𝑤) = 𝑝𝑖 −𝑝𝑤 𝑝𝑖 −𝑝𝑤 −∆𝑝 Razões de dano maiores do que 1 indicam poço danificado. O regime de fluxo sendo permanente ou pseudopermanente, a diferença entre as pressões de fundo de estática do reservatório é uma constante qualquer seja o tempo de produção. A razão de dano deverá atingir um valor estabilizado depois que os limites do reservatório tiverem sido atingidos. Para o caso de um poço não ter dano, a razão do dano é = 1. Razão de Produtividade RP ou fator de dano FD de um poço é o inverso da razão de dano. FD = 𝟏 𝑹𝑫 = RP Engenharia de Reservatórios de Petróleo I AULA 12: FLUXO DE LÍQUIDOS NOS MEIOS POROSOS – 2ª PARTE Reservatórios Naturalmente Fraturados. Comportamento do fluxo Características e comportamento Esses reservatórios têm heterogeneidade. Meio poroso com dupla porosidade: matriz e fraturas e fissuras naturais. Figura superior ao lado, no modelo idealizado a matriz nos paralelepípedos, as fraturas e os espaços entre eles. Nas fraturas (elevada permeabilidade), dá-se o transporte do fluido alimentado pela matriz (baixa permeabilidade). Nesses reservatórios, há quatro regimes de fluxo: transiente nas fraturas; transição; transiente no sistema total; permanente (alimentação externa) ou pseudopermanente (selado externamente). Início transiente nas fraturas; segue-se transição e o sistema contribui na produção; finalmente os limites influem e o regime pseudopermanente é alcançado. Figuras 3.25 e 3.26 reproduzidas de A J Rosa et al. op.cit. em “saiba mais” Engenharia de Reservatórios de Petróleo I AULA 12: FLUXO DE LÍQUIDOS NOS MEIOS POROSOS – 2ª PARTE Poços verticais artificialmente fraturados. Fluxo nas fraturas Características e comportamento do fluxo Os poços são fraturados artificialmente para remover os danos ou para estimulá-los. O processo de fraturamento é hidráulico, provocando fraturas geralmente verticais (visto que a menor tensão é horizontal) e aumentam consideravelmente os índices de produtividade (ou Injetabilidade). Quando o reservatório é naturalmente fraturado, as fraturas artificiais tendem a ser paralelas às naturais. As figuras ao lado: em A, a situação ideal do faturamento; em B, o real. Fraturas artificiais têm comprimentos limitados e condutividade finitas. Figura 3.27 reproduzida de A J Rosa et al. Op. Cit. Em “saiba mais” A B Engenharia de Reservatórios de Petróleo I AULA 12: FLUXO DE LÍQUIDOS NOS MEIOS POROSOS – 2ª PARTE Efeito de película por dano (ou estímulo) da formação Danos de Formação: conceituação e causas • Danos à “Formação” acontecem em volta do poço por diversas causas que afetam a eficiência na explotação do reservatório; alguns fatores são: redução da permeabilidade absoluta pelo tamponamento de canais de fluxo, pelo inchamento das argilas ou sólidos em suspensão;redução da permeabilidade relativa do óleo pelo aumento de saturação de água ou gás; aumento de viscosidade do óleo pela formação de emulsões ou parafinação; canhoneio ineficiente; redução da espessura permeável, fluxo turbulento; • Existem outras causas de origem biológica, mecânica, química . C Faruk op. Cit. em “saiba mais”; • Por vezes, a origem não se consegue determiná-la, porém seus efeitos ficam evidenciados nos testes dos poços; • A faixa da Formação em volta do poço que sofre dano é relativamente pequena, por isso a designação de “efeito de película” que pode também ser decorrente dos processos de estimulação da produção. Engenharia de Reservatórios de Petróleo I AULA 12: FLUXO DE LÍQUIDOS NOS MEIOS POROSOS – 2ª PARTE Poços verticais artificialmente fraturados. Fluxo nas fraturas Comportamento do fluxo Modelos de fraturas: A com fluxo uniforme; B condutividade infinita; e C condutividade finita. No modelo A, a densidade de fluxo q*= 𝑞𝑤 2𝑥𝑓 é a mesma em toda extensão da fratura, com queda de pressão finita no interior da fratura. No modelo B, admitindo não haver perda de carga no interior, há pressão uniforme em toda a fratura; q* máxima nas extremidades e mínima no centro. O modelo C é o mais comum; a forma da curva de q*ao longo da fratura varia com a condutividade; diminui a medida que se afasta do poço e volta a aumentar nas extremidades da fratura. Figura 3.28 reproduzida de A J Rosa et al. Op. Cit. Em “saiba mais” A B C Engenharia de Reservatórios de Petróleo I AULA 12: FLUXO DE LÍQUIDOS NOS MEIOS POROSOS – 2ª PARTE Exercícios e Problemas • Exercícios relativos a Fluxo de fluidos Exercícios resolvidos: Superposição de efeitos: exemplo 3.6, p. 218. Fluxo pseudopermanente: exemplo 3.7, p. 226. Ganho produtividade com fraturas artificiais: exemplo 3.8, p. 235. Problemas com resposta: de 3.14 até 3.16, p. 273 a 273. ROSA, Adalberto Jose et ali. Engenharia de reservatórios de petróleo. Rio de Janeiro: Interciência, 2006. Engenharia de Reservatórios de Petróleo I AULA 12: FLUXO DE LÍQUIDOS NOS MEIOS POROSOS – 2ª PARTE DAKE, L. P. Engenharia de reservatórios. Fundamentos. Rio de Janeiro: Elsevier, 2014. FARUK, Civan. Reservoir Formation Damage. Gulf Publishing Company Book Division, 2000. JAHN, F. et al. Introdução à exploração e produção de hidrocarbonetos. Rio de Janeiro: Elsevier Campus, 2012. ROSA, Adalberto Jose et ali. Engenharia de reservatórios de petróleo. Rio de Janeiro: Interciência, 2006. Saiba mais Fluxo de fluidos Engenharia de Reservatórios de Petróleo I AULA 12: FLUXO DE LÍQUIDOS NOS MEIOS POROSOS – 2ª PARTE VAMOS AOS PRÓXIMOS PASSOS? Fluxo de Fluidos em Meios Porosos 3ª Parte; Cone de água e/ou gás nos reservatórios; Poços horizontais. AVANCE PARA FINALIZAR A APRESENTAÇÃO.
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