Aula 13 Estimativa de reserva e Elevacao

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ESTIMATIVA DE 
RESERVAS 
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Prof. Patricia Braga 
Disciplina: Engenharia de Petróleo e Gás 
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 para a indústria de P&G possuir dados claros sobre 
a quantidade de petróleo factível de ser produzida 
torna-se elemento essencial para o planejamento, 
constituindo-se insumo fundamental para os diversos 
agentes envolvidos na cadeia da indústria petroleira. 
Fonte: Ferreira, D. Dissertação de Mestrado, São Paulo, 2005. 
Indústria de Petróleo e Gás (P&G) 
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 atividade na qual se pretende retirar fluidos de 
um reservatório até que este chegue a condição de 
abandono. 
 deve ser realizada por ocasião de descoberta e 
por toda a vida produtiva do reservatório. 
O que são Estimativas de Reservas? 
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 fluido: acumulação de hidrocarbonetos, gás e água 
em um reservatório. 
 reservatório: local onde estão aprisionados os 
fluidos. 
 condição de abandono: quando a receita da 
produção de petróleo é insuficiente para custear as 
despesas de manutenção da atividade. 
Definições 
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 volume original: quantidade de fluido no reservatório 
na época da sua descoberta. 
 volume recuperável: quantidade de fluido que se 
espera produzir da acumulação de petróleo. Pode sofrer 
alteração: 
obtenção de novas informações a respeito da 
formação do reservatório 
 modificações no quadro econômico 
Definições 
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 produção acumulada: quantidade de fluido que já 
foi produzida em um certo intervalo de tempo. 
 reserva: quantidade de fluido que ainda pode ser 
obtido de um reservatório em qualquer período da sua 
vida produtiva. 
Definições 
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 fator de recuperação = 
 
 
 
 fração recuperada = 
 
 volume recuperável 
 
 volume original 
 produção acumulada 
 
 volume original 
Definições 
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 Um reservatório possui volume original igual a 3 200 000 m3 std e 
produzirá ao longo de oito anos 736 000 m3 std. Encontre: 
a) volume recuperável 
b) fator de recuperação 
 Após 3 anos, o reservatório produziu volume igual a 400 000 m3 std de 
óleo e ainda se pode obter volume igual a 450 000 m3 std. Encontre: 
a) produção acumulada 
b) reserva 
c) fração recuperada 
d) fator de recuperação 
Exercício 
Mateus Coelho
Nota
a) volume recuperavel em 8 anosnullVr = 7360000 m^3stdnullnullb) fator de recuperação em 8 anosnullFr=Vr/Vo = 736K/3200K = 23%nullnullc) produção acumulada após 3 anosnullPa = 400K m^3stdnullnulld) reserva em 3 anosnull736k-400k = 336k m^3stdnullnulle) fração recuperavel em 3 anosnull400K/3200K = 12,5%nullnullf) fator de recuperação após avanço tecnologico. nullVr = 850K/3200K = 26,5%
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 a escolha de um dos métodos depende da época 
em que foi realizado o estudo e da quantidade de 
informações que se tem da jazida. 
 Analogia 
 Análise de risco 
 Método Volumétrico 
 Performance do Reservatório 
Métodos de Cálculo 
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 método empregado antes da perfuração do poço ou 
durante os primeiros estágios de desenvolvimento e 
perfuração. 
 utiliza dados sísmicos e resultados de reservatórios 
próximos e que tenham características parecidas com o 
poço estudado. 
 não comprova a acumulação de petróleo na região 
pesquisada. 
Métodos de Cálculo - Analogia 
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 método empregado antes da perfuração do poço. 
 utiliza dados sísmicos e resultados de reservatórios 
próximos e que tenham características parecidas com 
o poço estudado. 
 apresenta uma faixa de resultados possíveis com 
tratamentos estatísticos mais elaborados. 
Métodos de Cálculo – Análise de Risco 
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 método empregado tanto para reservatório líquido como gasoso 
 pode ser determinado por: 
 
 
onde: 
VR = volume total da rocha 
 = porosidade da rocha 
Sw = saturação da água 
Bo = fator volume de formação 
 VR  (1-Sw) 
  
Bo 
N = 
Métodos de Cálculo – Método Volumétrico 
Mateus Coelho
Nota
Serve tanto para N qnt para G. É a mesma formula so que inves de Bo eu tenho Bgi (fator volume-formação de gás) 
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 é baseado no comportamento passado do reservatório a fim 
de prever seu futuro. 
 usa dados históricos de produção e informações sobre o 
mecanismo de produção do mesmo. 
 existem 3 métodos: 
 Análise de Declínio de Produção 
 Equação de Balanço de Materiais 
 Simulação Matemática de Reservatórios 
Métodos de Cálculo – Performance do 
Reservatório 
Mateus Coelho
Nota
Pensando em colocar o poço em produção.
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 baseia-se na queda de pressão que existia 
inicialmente dentro do reservatório, a qual acarreta em 
um declínio nas vazões de produção dos poços, 
informando que o reservatório poderá entrar em 
condição de abandono. 
Performance do Reservatório - Análise 
de Declínio de Produção 
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 utiliza a relação de que a soma das massas ainda contidas 
nos reservatórios com a massa de material já retirado do 
mesmo deve ser igual a massa de material originalmente 
existente no meio poroso. 
 serve para estimar a quantidade de hidrocarboneto in situ. 
 deve ser empregada juntamente com outras técnicas. 
Performance do Reservatório - Equação de 
Balanço de Materiais 
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 utiliza programas de simuladores numéricos e 
matemáticos para analisar o reservatório, a partir de 
informações geológicas e geofísicas, características da 
rocha, do fluido, a fim de prever o futuro de forma 
satisfatoriamente próxima do real. 
Performance do Reservatório - Simulação 
Matemática de Reservatórios 
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 Os cálculos para se determinar as estimativas 
de reservas são baseados em 2 correntes: 
 Determinística 
 Probabilística 
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 considera apenas a melhor estimativa de cada parâmetro para 
realizar os cálculos. 
 a classificação das reservas se baseia na situação geológica, no 
estágio de desenvolvimento, na qualidade e na quantidade de dados 
geológicos e técnicos, no grau de incerteza na interpretação de cada 
dado e no cenário operacional e econômico, sendo: 
 provadas 
 prováveis 
 possíveis 
Corrente Determinística 
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 considera o conjunto de resultados potenciais e suas probabilidades 
associadas a cada parâmetro. 
 a classificação das reservas feita com base no cálculo da distribuição 
de freqüências acumuladas seguindo as seguintes especificações: 
 Provadas: há pelo menos 90% de probabilidade de que a 
reserva estimada será recuperada. 
 Provada mais Provável: há pelo menos 50% de probabilidade 
de que a reserva calculada será recuperada. 
 Provada mais Provável mais Possível: há pelo menos 10% de 
chance de que a reserva calculada será recuperada. 
Corrente Probabilística 
ELEVAÇÃO 
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Prof. Patricia Braga 
Disciplina: Engenharia de Petróleo e Gás 
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 Elevação natural: quando a pressão do reservatório é 
suficientemente elevada para que os fluidos cheguem a 
superfície. Os poços são ditos Poços Surgentes. 
 Elevação artificial: quando a pressão do reservatório é baixa 
e os fluidos não alcançam mais a superfície naturalmente. 
Deve-se utilizar métodos de elevação artificial para aumentar a 
vazão no poço. 
Elevação 
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 Principais métodos de Elevação artificial 
 gas-lift contínuo e intermitente (GLC e GLI) 
 bombeio centrífugo submerso (BCS) 
 bombeio mecânico com hastes (BM) 
 bombeio por cavidades progressivas (BCP) 
Elevação 
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 Principais fatores para selecionar o melhor método de 
elevação artificial 
 número de poços 
 razão gás-líquido 
 vazão 
 profundidade do reservatório 
 viscosidade do fluido 
 mecanismode produção do reservatório 
Elevação 
 pessoal treinado 
 equipamento disponível 
 investimento 
 acesso ao poço 
 segurança 
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 fluxo de fluidos do reservatório até as instalações de 
produção ocorre unicamente devido a energia do 
reservatório. 
 vantagens 
 menores problemas operacionais 
 menor custo por unidade de volume produzido 
Elevação Natural 
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 fatores que influenciam a elevação natural 
 propriedades dos fluidos 
 índice de produtividade do poço 
 mecanismo de produção do reservatório 
 danos devido a perfuração e/ou completação 
 aplicação de técnicas de estimulação 
 estudo e acompanhamento da queda de pressão 
 caminho do fluido 
Elevação Natural 
26 Figura 1. Caminho do fluido que influencia a elevação natural. 
Quanto maior o diferencial de 
pressão sobre o meio poroso, 
maior será a vazão de líquido que 
se desloca para o poço. 
A pressão do fluxo no fundo do 
poço deve vencer: pressão 
hidrostática do fluido na coluna 
de produção, perdas por fricção, 
perdas por restrições, perdas nas 
linhas de produção e pressão nos 
equipamentos de separação. 
O deslocamento do fluido desde a cabeça do poço até o vaso separador 
deve-se observar as pressões no regulador de fluxo.