Arranjos 1 - aula 3

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Aula 3
Petróleo: originado da matéria orgânica (MO) depositada junto
com os sedimentos.
MO marinha: praticamente microorganismos e algas que formam o
fitoplâncton e que foram depositados sem sofrer oxidação.
Mistura rica de sedimentos e material orgânico livre de oxigênio
dissolvido na água → não pode se decompor normalmente.
- Enterrados na lama do fundo (rápida 
sedimentação;
- Teor de oxigênio restrito.
Matéria 
Orgânica
Condições 
Termoquímicas
Sedimento
MO vegetal: Também pode originar petróleo, porém não é bem preservada 
devido ao meio oxidante onde vivem.
Tipo de Hidrocarboneto (HC) gerado – óleo ou gás – depende do tipo de
MO e da intensidade do processo térmico.
MO proveniente de fitoplâncton: geração de HC líquido
MO vegetal lenhosa: geração de HC gasoso.
Com um ambiente apropriado, após a incorporação da MO ao
sedimento, dá-se aumento de carga sedimentar e de temperatura,
iniciando-se o processo de geração de petróleo:
1) Predominam processos
microbianos que convertem a
MO em querogênio, tendo como
produto gás metano – gás
biogênico (Diagênese).
2) Aumento da profundidade por
soterramento e aumento de
temperatura. Quebra das
moléculas de querogênio e
geração de HC’s líquidos e gás
(Catagênese).
3) Contínuo soterramento,
aquecimento excessivo e
geração de metano seco – gás
termogênico (Metagênese).
Geração → Migração
O petróleo é gerado na Rocha Geradora, e se desloca para outra, a
Rocha Reservatório, onde se acumula.
Explicações: Expulsão da água da rocha pela compactação, que
arrastaria o óleo OU microfraturamento das rochas geradoras.
Migração Primária: Expulsão do
óleo da Rocha Geradora
Migração Secundária: Percurso
ao longo de uma rocha porosa e
permeável até ser contido por
uma armadilha geológica.
Rocha Geradora: deve possuir MO em quantidade e qualidade adequadas
→ evolução térmica necessária para degradação do querogênio. De modo
geral, deve conter um mínimo de 0,5 a 1,0% de teor de carbono orgânico
total (COT).
Querogênio do tipo I: constituído predominantente por cadeias alifáticas,
com poucos núcleos aromáticos. Rico em hidrogênio (alta razão H/C), é
derivado principalmente de lipídios de origem algálica.
Querogênio do tipo II: contém uma maior proporção de núcleos
aromáticos, anéis naftênicos e grupos funcionais oxigenados.
Consequentemente, é mais pobre em hidrogênio e mais rico em oxigênio
do que o querogênio do tipo I.
Querogênio do tipo III: constituído predominantemente por núcleos
aromáticos e funções oxigenadas, como poucas cadeias alifáticas.
Apresenta baixos valores para a razão H/C e altos valores de O/C. Derivado
de matéria orgânica de origem terrestre.
Rocha Reservatório: rocha de qualquer natureza, desde que possua espaços
vazios no interior (porosidade) e que estes vazios estejam conectados
(permeabilidade).
De maneira geral, ela é composta de grãos, ligados uns aos outros pelo
chamado cimento, juntamente com a matriz, um material muito fino.
Exemplos de rocha-reservatório são os arenitos, calcarenitos, rochas
sedimentares permeáveis com porosidade intergranular e folhelhos e
carbonatos com fraturas.
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Porosidade (φ): espaços vazios no interior da rocha. É medida a partir de
ensaios em laboratório com amostras da rocha ou através de perfis
elétricos.
φ = Vp/Vt
Vt = Vp + Vs
Vp = volume poroso
Vt = volume total
Vs = volume de sólidos
Porosidade ABSOLUTA e EFETIVA → depende dos poros interconectados
Permeabilidade (k): é a capacidade da rocha de transmitir fluido,
dependendo principalmente da quantidade, geometria e grau de
conectividade dos poros. É expressa em Darcys (D).
Arenito não poroso Arenito poroso
Rocha Selante ou Capeadora: para que se dê a acumulação de petróleo, existe
a necessidade de que alguma barreira se interponha no seu caminho → rocha
selante → baixa permeabilidade.
Plasticidade: manter a condição selante mesmo sobre efeitos de deformação.
Ex.: folhelhos, evaporitos (sal), argilitos (rochas formadas pela consolidação da
argila).
Aprisionamento do petróleo - Trapas: Outra característica necessária para a
formação de um reservatório de petróleo é a existência de armadilhas ou
trapas. Define-se como armadilha toda e qualquer estrutura rochosa em
profundidade, com espaço geométrico definido e dimensões significativas que
sejam capazes de reter petróleo.
Trapas: Estruturais, Estratigráficas e Mistas ou Combinadas
As armadilhas estruturais são resultado de dobras ou falhas na rocha, ou seja,
correspondem a regiões em que a crosta esteve sujeita a compressão
horizontal.
No ano seguinte à perfuração do poço pelo Cel. Drake, Henry D. Rogers
(Universidade de Glasgow) mostrou que aquela ocorrência tinha controle
estrutural.
Sucesso inicial da exploração de petróleo nos EUA
Relação Temporal
Uma acumulação comercial de petróleo só é possível através de uma
seqüência de eventos que devem ocorrer em uma ordem pré-determinada.
Se esta seqüência não for obedecida, a acumulação comercial não é possível.
Por exemplo, se uma trapa for formada após a migração de petróleo, ela será
seca, não terá petróleo para acumular.
Conseqüentemente uma trapa formada muito tarde na história de uma bacia
não é atrativa do ponto de vista exploratório.
SISTEMA PETROLÍFERO
Fluidos de reservatório
Gás
Petróleo
Água salgada
Água: A maioria dos reservatórios ocorre devido a formações sedimentares,
originalmente perto ou no mar. O petróleo em formação desloca parte
dessa água. Geralmente há água distribuída no reservatório e água
adicional livre.
Óleo: Não se mistura naturalmente com a água e desloca grande parte
desta para baixo no reservatório. Um filme de água, no entanto,
normalmente adere ou é adsorvido pelo material rochoso dos poros.
Gás Natural: A energia suprida pelo gás sob pressão é a mais valiosa
força direcionando a saída de óleo.
Gás em solução: Nas condições de reservatório (↑P e ↑ T), o GN estará em
solução no óleo. Quando o óleo vem à superfície (↓P) o gás abandona a
solução.
Gás livre (não dissolvido no óleo): Tende a se acumular na porção estrutural
mais elevada do reservatório (capa de gás). Enquanto houver capa, o óleo no
reservatório permanecerá saturado com gás em solução. Gás dissolvido abaixa
a viscosidade do óleo, tornando mais fácil o fluxo do óleo para cima.
Alteração do petróleo no reservatório
A composição do petróleo que chega à trapa depende essencialmente da
natureza da matéria orgânica e da evolução do processo de geração e
migração. Esta composição, entretanto, pode ser alterada na trapa por
uma série de processo de alteração: craqueamento térmico,
‘’deasphalting’’ ou desasfaltenização e biodegradação.
Craqueamento Térmico: O craqueamento térmico é conseqüência do
aumento de temperatura do reservatório devido à subsidência, mudança
do gradiente geotérmico ou influência de intrusões ígneas. Resulta no
aumento da proporção dos hidrocarbonetos leves em relação aos mais
pesados. Sob temperaturas muito elevadas, o petróleo é transformado
basicamente em metano e um resíduo carbonoso.
Alteração do petróleo no reservatório
Desasfaltenização: precipitação dos asfaltenos causada pela dissolução
de grandes quantidades de gás e/ou hidrocarbonetos leves no petróleo
acumulado.
Biodegradação: processo de alteração do petróleo pela ação de
bactérias. A biodegradação do petróleo está normalmente associada ao
influxo de água meteórica no reservatório, uma vez que as bactérias que
consomem o petróleo são principalmente aeróbicas, dependendo,
portanto, do oxigênio e nutrientes trazidos pela água.
O consumo dos hidrocarbonetos pelas bactérias é seletivo, seguindo de
modo geral: alcanos normais → ramificados → cíclicos → hidrocarbonetos
aromáticos. A perda preferencial dos compostos mais leves resultano
aumento da densidade e da viscosidade do óleo acumulado.
Cálculo de reservas e métodos de produção
Estimativa do volume de petróleo recuperável de uma jazida:
Volume do reservatório: calculado com base em mapas estruturais e
isópacos. A porosidade e a saturação de óleo (fração do espaço poroso
ocupado pelo petróleo) são definidas com base em perfis elétricos.
Fator de recuperação: percentagem do volume total do óleo que pode
ser produzido. É estimado por analogia com reservatórios similares já em
produção.
Fator volume de formação: é usado para a conversão do volume do
petróleo no reservatório para as condições de P e T na superfície,
correspondendo ao volume de óleo no reservatório para fornecer um
barril de petróleo na superfície. Análise PVT.
Bo - volume que a mistura, em T e p quaisquer, é necessário para se 
obter uma unidade de volume de óleo nas condições de superfície.
Curva típica para cada óleo a depender da sua composição química
Volume equivalente a um barril padrão ou standard de líquido:
1 bbl = 5.615 ft3 = 0.159 m3
Temperatura : 60 °F .......................... 15.6 °C 
Pressão : 14.7 psi .......................... 1.033 kgf/cm2
Condições padrão
A produção do petróleo depende da diferença de pressão entre poço e
reservatório. Existem três mecanismos naturais para o fluxo espontâneo
do petróleo até a superfície: gás dissolvido, capa de gás e empuxo de
água.
A presença de gás dissolvido nas mais variadas proporções é comum em
acumulações de petróleo. A energia do gás dissolvido é liberada
com a expansão decorrente da queda de pressão entre o reservatório
e a superfície. À medida que o gás se expande, ele ‘’arrasta’’ o óleo ao
longo do gradiente de pressão. Com o avanço da produção e a redução
da quantidade de gás, observa-se o declínio da pressão do reservatório
até a mesma alcançar a pressão de saturação . Neste ponto, o gás
sai da solução sob a forma de bolhas, podendo formar uma capa
de gás sobre o óleo. Esta capa exerce pouca influência sobre a
eficiência da produção, e tende a aumentar até ocupar o espaço poroso
ocupado pelo óleo. A eficiência da recuperação através deste
mecanismo está em torno de 20%.
A capa de gás livre, por sua vez, indica que a quantidade de gás excede a
necessária para saturar o óleo. A energia provém tanto do gás
dissolvido quanto da capa de gás comprimido na porção superior da
trapa. Com o avanço da produção também se observa o declínio da
pressão do reservatório e uma expansão da capa de gás, ocupando o
espaço ocupado pelo óleo. A eficiência da recuperação através deste
mecanismo pode variar de 20 a 50%.
O mecanismo de produção por meio do empuxo de água ocorre nas
acumulações onde a pressão é transmitida pelo aquífero através do
contato óleo-água ou gás-água. Neste caso, a água substitui o petróleo
produzido, mantendo a pressão do reservatório. A eficiência da
recuperação através deste mecanismo pode chegar a 80%.