Aulas Eng. PG Unidade I Parte 2

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Unidade I – Parte 2
Centro Universitário Facex - UNIFACEX
Curso de Engenharia Civil
Disciplina: Engenharia de Petróleo e Gás
Prof. Dr. Eylisson André dos Santos
Natal/RN, 2017.1
Engenharia de Petróleo e Gás
Reservatórios
Centro Universitário Facex - UNIFACEX
Curso de Engenharia Civil
Disciplina: Engenharia de Petróleo e Gás
Reservatórios
• O Estudo da Engenharia de Reservatórios é realizado visando a
retirada de fluidos de dentro das rochas reservatório,
permitindo com que esses fluidos cheguem até a superfície.
• Na Engenharia de Reservatórios também são estudadas as
características da jazida, a propriedade dos fluidos contidos nas
rochas, a maneira como estes fluidos interagem no interior das
rochas e as leis físicas que regem o movimento dos fluidos no
seu interior.
• O objetivo principal é maximizar a produção de
hidrocarbonetos com o menor custo possível.
Introdução
Reservatórios
Propriedades da Rocha/Reservatório
• Para se fazer um estudo de Engenharia de Reservatórios de
petróleo é fundamental que se conheça as propriedades básicas
da rocha/reservatório.
• A quantidade de fluidos existentes e o quanto pode ser extraído
do meio poroso são determinados por propriedades da
rocha/reservatório:
�Migração
� Porosidade
� Permeabilidade
� Compressibilidade
� Saturação
�Molhabilidade
�Mobilidade
� Grau API
Reservatórios
Migração
Processo que mobiliza o petróleo, através de meios porosos e/ou
falhamentos/fraturas nas rochas, de sua zona de geração até a
rocha reservatório.
Reservatórios
Porosidade
Reservatórios
• A porosidade de uma rocha é a propriedade em que a mesma
apresenta vazios, isto é, poros ou fissuras onde é acumulado o
óleo e a água.
• Pode ser calculado percentualmente como o volume de espaços
vazios encontrados na rocha divido pelo volume total da
mesma.
• O volume total da rocha é dado pela soma do volume poroso
(Vp) e do volume da parte sólida (Vs).
Porosidade
Reservatórios
Porosidade Primária
Reservatórios
• Porosidade primária: É o espaço que ficou vazio durante a
deposição dos sólidos. Ex.: Espaço entre grãos de areia em um
arenito. O fluxo através da porosidade primária chama-se fluxo
matriz.
Porosidade Secundária
Reservatórios
• Porosidade Secundária: É o espaço formado após a deposição
dos sólidos. Ex.: Fissuras-naturalmente fraturadas nos
Calcários. O fluxo através da porosidade secundária chama-se
fluxo fratura.
A porosidade efetiva é a porosidade que de fato se utiliza em
cálculos de engenharia de reservatórios, já que representa o
volume máximo de fluidos que pode ser extraído da rocha.
A porosidade geralmente apresenta variações
mais significativas na vertical do que na
horizontal.
Porosidade
Reservatórios
Porosidade
Reservatórios
A porosidade subdivide-se em efetiva ou interconectada e isolada
ou não efetiva, ou seja, nem todos os poros são interconectados.
Porosidade
Reservatórios
Porosidade das rochas
Porosidade
Reservatórios
• Fatores que afetam a porosidade
Porosidade
Reservatórios
• Fatores que afetam a porosidade
Porosidade
Reservatórios
Arranjo dos grãos
• Fatores que afetam a porosidade
Porosidade
Reservatórios
Seleção dos grãos
Material bem classificado
Ø = ~ 32%
Material mal classificado
Ø = ~ 17%
• Classificação das rochas-reservatório quanto à
porosidade:
Porosidade
Reservatórios
• Permeabilidade (k): É a medida da capacidade de uma rocha
permitir o fluxo de fluidos.
• Permeabilidade Absoluta: Quando existe apenas um único
fluido saturando a rocha.
Permeabilidade
Reservatórios
• Mesmo que uma rocha contenha uma quantidade apreciável de
poros e dentro desses poros existam hidrocarbonetos em
quantidade razoável, não há garantia de que eles possam ser
extraídos. Para que isso ocorra, é necessário que a rocha
permita o fluxo de fluidos através dela.
• Os fluidos percorrem os canais porosos. Quanto mais cheios de
estrangulamentos, mais estreitos e tortuosos forem esses canais
porosos, maior será seu grau de dificuldade para os fluidos se
moverem no seu interior.
• Por outro lado, poros maiores e mais conectados oferecem
menor resistência ao fluxo de fluidos.
Permeabilidade
Reservatórios
• A Figura abaixo representa o fluxo de um fluido através de um
meio poroso linear. O fluido tem viscosidade “µ” e o meio
poroso tem comprimento “L” e seção reta (área aberta ao
fluxo) “A”.
Permeabilidade (Absoluta) 
Reservatórios
• A vazão “q” é
diretamente
proporcional à área
aberta ao fluxo, ao
diferencial de
pressão (P1-P2) e
inversamente
proporcional ao
comprimento e à
viscosidade.
A permeabilidade é uma constante de proporcionalidade característica do meio poroso.
Fluxo Permanente
Permeabilidade 
Reservatórios
Fluxo Linear em Paralelo
Permeabilidade 
Reservatórios
Fluxo Linear em Série
Permeabilidade 
Reservatórios
Fluxo Radial em Série
Permeabilidade 
Reservatórios
• A permeabilidade tem por símbolo a letra K, e sua unidade
de medida mais utilizada é o Darcy.
• Darcy em homenagem ao Engenheiro francês Henry D’Arcy
(1803-1858), que formulou a equação de deslocamento de
fluidos em meios porosos.
• Um Darcy é a permeabilidade de uma rocha na qual um
gradiente de pressão de 1atm/cm promove a vazão de 1 cm3/s
de um fluido de viscosidade 1 centipoise (cp: é um centésimo
do poise – unidade de medida de viscosidade, igual a 1 dina-
segundo/cm2) através de 1cm2 de área aberta ao fluxo.
Permeabilidade
Reservatórios
• Permeabilidade Efetiva: na existência de mais de um fluido a
facilidade com que cada fluido se move é a chamada
permeabilidade efetiva do fluido considerado.
• No caso em que dois ou mais fluidos saturam o meio poroso, a
capacidade de transmissão de um desses fluidos chama-se
permeabilidade efetiva do meio poroso ao fluido considerado.
Permeabilidade
Reservatórios
• A rocha reservatório
contém sempre dois ou
mais fluidos; sendo que a
permeabilidade absoluta
(único fluido saturando a
rocha) não é suficiente
para medir a facilidade
com que determinado
fluido se move no meio
poroso.
• As permeabilidades efetivas aos fluidos dependem da
saturação de cada um dos fluidos no meio poroso.
• A cada valor de saturação de um fluido corresponde um
valor de permeabilidade efetiva àquele fluido.
• O símbolo da permeabilidade efetiva é a letra K com um
subscrito correspondente ao fluido em questão.
Permeabilidade
Reservatórios
• Permeabilidade Relativa: é o resultado da normalização.
• Nos estudos de reservatórios, costumam-se utilizar os valores
de permeabilidade após submetê-los a um processo de
normalização.
• Normalizar os dados de permeabilidade é dividir todos os
valores de permeabilidade efetiva por um mesmo valor de
permeabilidade escolhido como base.
• O valor de permeabilidade mais utilizado como base é a
permeabilidade absoluta.
Permeabilidade
Reservatórios
• Assim:
• A permeabilidade relativa nada mais é que a permeabilidade
efetiva tornada adimensional.
• A permeabilidade relativa varia de zero (inexistência de
fluxo) a 1 (meio poroso 100% saturado).
Permeabilidade
Reservatórios
• A permeabilidade relativa do óleo (Kro), água (Krw) ou gás (Krg) é o
quociente entre a permeabilidade efetiva e a permeabilidade
absoluta (k) do meio em que encontra-se o fluído.
Permeabilidade
Reservatórios
Curvas de permeabilidade relativa
versus saturação de água.
• Esta curva mostra que, quando o
reservatório está saturado com dois
fluidos, o escoamento de cada fluido é
dificultado pela presença do outro.
• Conforme a saturação de um fluido
aumenta, sua permeabilidade também
aumenta, enquanto que a do outrodiminui.
Permeabilidade
Reservatórios
Curvas de permeabilidade relativa
versus saturação de água.
• Swc: Saturação de água conata ����
Equivale a menor saturação de água
encontrada no reservatório.
Geralmente é a condição inicial de
saturação de água em um campo. No
gráfico Swc= 20%.
• Sor: Saturação de óleo residual ����
Equivale ao óleo que não é mais
deslocado na rocha, ou seja, é o óleo
que permanece no reservatório e não
pode mais ser produzido em
determinadas condições. No gráfico
Sor= 100% - 80% = 20%.
Permeabilidade
Reservatórios
RelativaEfetiva
• Classificação das rochas-reservatório quanto à permeabilidade:
Reservatórios
Permeabilidade
Observações:
Todas as rochas permeáveis podem ser porosas mas nem todas
as rochas porosas são permeáveis, em virtude de os poros não
comunicarem entre si ou de serem de tamanho tão pequeno
que não permitam a passagem do fluido.
Reservatórios
Permeabilidade (K) e Porosidade (φ)φ)φ)φ)
Poros conectados dão 
permeabilidade a rocha.
Pequenos poros não conectados.
Observações:
Por exemplo, o calcário deixa de ser impermeável à água à
medida que são maiores e mais numerosos os seus poros.
Em prospeção de águas subterrâneas ou de petróleo, o ideal
será uma rocha que tenha grande permeabilidade, pois,
assim, o líquido que a impregna pode chegar mais
facilmente ao poço ou tubo de sondagem através dos quais
se procura explorar.
Reservatórios
Permeabilidade (K) e Porosidade (φ)φ)φ)φ)
• Formato da partícula;
• Compactação;
• Distribuição dos tamanhos
das partículas;
• Quantidade de material
cimentado;
• Fraturas ou cavidades.
Reservatórios
Fatores que Afetam a Permeabilidade (K) e a 
Porosidade (φ)φ)φ)φ)
PERM. HORIZ. 800 mD
PERM. VERT. 500 mD
POROSIDADE 15%
• Porosidade: 48%.
• A permeabilidade é alta devido ao grande tamanho dos
grãos e pequena área superficial.
Reservatórios
Porosidade (φ) φ) φ) φ) / Permeabilidade (K)
• Porosidade: 48%.
• A permeabilidade é baixa devido ao pequeno tamanho
dos grãos e grande área superficial.
Reservatórios
Porosidade (φ) φ) φ) φ) / Permeabilidade (K)
• Porosidade é alta devido ao tamanho do espaço vazio.
• A permeabilidade é zero, pois não há interconexão.
Reservatórios
Porosidade (φ) φ) φ) φ) / Permeabilidade (K)
• Porosidade é baixa.
• A permeabilidade horizontal é alta devido ao
fraturamento lateral, mas a permeabilidade vertical é
zero.
Reservatórios
Porosidade (φ) φ) φ) φ) / Permeabilidade (K)
• Permeabilidade e porosidade são propriedades da rocha.
• Permeabilidade é a medida da capacidade do fluido
mover-se através da rocha.
• Porosidade indica o volume na rocha que está disponível
para conter hidrocarbonetos e água.
Reservatórios
Resumo de Porosidade (φ) φ) φ) φ) e Permeabilidade (K)
• Um corpo que inicialmente tem um volume V e é submetido a
uma pressão P, reduzirá seu volume. O quociente entre a
redução de volume ∆V e o volume inicial V recebe o nome de
variação fracional (∆V/V).
• Dividindo-se a variação fracional pela variação de pressão (∆P),
tem-se a “compressibilidade”.
• Por definição a compressibilidade é o quociente entre a
variação fracional de volume e a variação de pressão.
Compressibilidade
Reservatórios
Compressibilidade = ∆V/V
∆P
• A Compressibilidade Efetiva da Formação é a relação da
variação fracional dos volumes porosos e a variação da pressão.
• Os poros das rochas porosas (rocha reservatório) estão cheios
de fluidos, estes exercem pressão sobre as paredes do mesmo de
dentro pra fora, como em um balão de soprar.
• Assim, como o tamanho do balão depende da pressão interna (a
quantidade de ar contida no seu interior), o volume dos poros é
uma função da sua pressão interna.
Compressibilidade Efetiva
Reservatórios
• Ao ser retirada uma certa quantidade de fluidos do interior da
rocha, a pressão cai e os poros têm seus volumes reduzidos.
Assim:
Compressibilidade Efetiva
Onde:
Cf = Compressibilidade Efetiva da Formação
∆Vp = Variação do Volume Poroso
Vp = Volume Poroso Inicial
∆Vp/ Vp = Variação Fracional do Volume
∆P = Variação da Pressão
Cf = ∆Vp/Vp ;
∆P
Reservatórios
Cf ≥ 0
• A porosidade das rochas sedimentares é função do grau de
compactação das mesmas, e as forças de compactação são
funções da máxima profundidade em que a rocha já se
encontrou.
Compressibilidade
Reservatórios
Efeito da compactação natural sobre a
porosidade (Krumbein & Sloss, 1951).
• Esse efeito é devido à
arrumação dos grãos,
resultante da compactação.
• A saturação é a fração ou o percentual que cada fluido ocupa
no volume poroso.
Saturação
Reservatórios
Fluídos da Formação - óleo, água e gás.
Saturação
Reservatórios
• Os poros das rochas reservatórios também contém água além
de hidrocarbonetos. Assim, o conhecido volume poroso não é
suficiente para estabelecer as quantidades de óleo e/ou gás
contida nas formações.
• Para se estimar estas quantidades, é necessário estabelecer
que percentual de volume poroso é ocupado por cada fluido.
• A saturação de cada fluido (óleo, água e gás) é o percentual do
volume poroso (Vp) ocupado por cada uma destas fases, ou
seja:
Saturação de óleo: So = Vo/Vp
Saturação de gás: Sg = Vg/Vp
Saturação de água: Sw = Vw/Vp
So + Sg + Sw = 1
Saturação do fluido = Vol. Total de fluido / Vol. poros
Saturação
Reservatórios
Saturação
Reservatórios
Distribuição das fases de acordo com a densidade (água > óleo > gás)
Entretanto, a água está presente também
nas fases de óleo e gás (água conata),
reduzida a uma saturação residual ou
irredutível.
Saturação
Reservatórios
• Saturação crítica do óleo (Soc): É a saturação mínima, abaixo
da qual o óleo não flui através dos poros.
• Saturação residual de óleo (Src): É a saturação (quantidade)
de óleo que permanece nos poros após o deslocamento.
• Saturação móvel de óleo (Som): É a quantidade de óleo que
pode ser removida dos poros
Som = 1 - Swc - Soc (Swc = saturação de água conata)
Saturação
Reservatórios
• Saturação crítica de gás (Sgc):
Com a diminuição da pressão no reservatório abaixo do ponto de
bolha, o gás começa a desprender-se, aumentando a sua saturação
até ponto em que começa a movimentar-se (saturação crítica).
Molhabilidade
• Molhabilidade é a capacidade que um líquido tem de aderir
(molhar) à superfície de um sólido em contato.
• A molhabilidade é medida pelo ângulo de contacto (θ) do
líquido com a superfície sólida:
Reservatórios
Molhabilidade
Quanto maior o ângulo de contacto maior a molhabilidade, isto é,
mais o líquido molha a superfície sólida em contacto.
Reservatórios
maior do que 90º menor do que 90º espalhamento total.
• Importância: a distribuição dos fluídos no reservatório é
função da molhabilidade.
Molhabilidade
• Geralmente distingue-se:
� Fase molhante (aderida à rocha): usualmente é a fase aquosa.
� Fase não-molhante: usualmente a fase orgânica (óleo e gás).
Reservatórios
Devido às forças atrativas, a fase
molhante tende a ocupar os poros
menores, enquanto a fase não-molhante
ocupa os poros e canais mais abertos.
Mobilidade
• A mobilidade de um fluido se define como a razão entre sua
permeabilidade efetiva e a sua viscosidade. Por exemplo, a
mobilidade do óleo (fluido deslocado) é dada por:
λóleo =kóleo/µóleo
• As mobilidades, assim como as permeabilidades relativas,
dependem das saturações dos fluidos. A chamada razão de
mobilidade é definida pela divisão entre a mobilidade da água
“λágua” e a mobilidade do óleo “λóleo”. A mobilidade do óleo e
da água são medidas em pontos de saturações de água (Sw)
diferentes.
Razão de mobilidade = λágua/λóleo.
Reservatórios
Grau API do Óleo
• O Grau API éuma escala hidrométrica criada pelo American
Petroleum Institute (API), ela é utilizada para medir a
densidade relativa de óleos e derivados.
• A escala API é medida em graus e permite definir o petróleo
como:
� Petróleo leve: Possui ºAPI maior que 30, constituído basicamente
por alcanos, e uma porcentagem de 15 a 25% de cicloalcanos.
� Petróleo médio: Grau ºAPI de 22 a 30. Além de alcanos, contém de
25 a 30% de hidrocarbonetos aromáticos.
� Petróleo pesado: Possui ºAPI menor que 22 e é composto só de
hidrocarbonetos aromáticos.
� Petróleo extrapesado: Possui ºAPI menor que 10, é constituído de
hidrocarbonetos de cadeia longa.
Reservatórios
Grau API do Óleo
• Na Engenharia do Petróleo é comum falar do óleo segundo o
grau API, sendo possível identificar rapidamente se o óleo é
leve, pesado ou extrapesado. A densidade do óleo em unidades
°API está definido pela equação abaixo:
Reservatórios
Onde “γ” é a densidade específica do óleo (dens. Óleo/dens.
água) nas condições padrão (20°C e 1 atm).
Grau API do Óleo
• Quanto maior o grau API, maior o valor do produto no
mercado. O API é maior quando o petróleo é mais leve, como
por exemplo, o petróleo classificado como médio é mais caro
que o pesado.
• Por que é importante classificar o petróleo na escala API?
Quando a medida do °API é feita na plataforma antes de
refinar o petróleo, permite verificar se o petróleo é leve, pesado,
extrapesado, etc. Se for constatado que se trata de um petróleo
extrapesado, é preciso então investir na exploração das jazidas,
com novas tecnologias e aparelhagem apropriada (bombas de
sucção altamente potentes) para extrair o óleo de viscosidade
elevada.
Reservatórios
Grau API do Óleo
Reservatórios
Exemplos de tipos de petróleo