RESUMÃO AV2

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DIAGRAMAS DE FASES
Ponto crítico é o ponto onde não se distingue a transição de fases e coexistem diversas fases de um composto; ponto de bolha é quando é vaporizada a primeira bolha de gás no liquido; ponto de orvalho é quando é condensada a primeira gotícula de líquido no gás. No transporte de fluidos há mudança de fase devido às variações de temperatura e pressão.
Óleo vivo está no reservatório e óleo morto está em superfície.
Na curva de bolha encontramos 100% de líquido, e na curva de orvalho 0% de líquido.
Em relação aos volumes no reservatório e em superfície é possível concluir:
O volume de água se mantém;
O volume de óleo diminui (transformação de frações leves em gás);
O volume de óleo aumenta (transformação de óleo e expansão).
TIPOS DE RESERVATÓRIO
Black-oil (normal): maioria dos reservatórios de óleo, com pequeno encolhimento quando produzido.
Óleo volátil (quase crítico): possui muitos hidrocarbonetos leves, com grande teor de gás dissolvido e alto encolhimento.
Gás condensado (retrógrado): é totalmente gás no reservatório, porém com a redução da pressão ele se condensa e fica depositado no reservatório sem escoar, dificultando a permeabilidade do gás.
Gás úmido: não há formação de líquido no reservatório, mas ocorre condensação no separador.
Gás seco: não ocorre condensação nem em reservatório nem em superfície.
PROPRIEDADE DOS FLUIDOS
O fator volume de formação é utilizado para se obter o volume em superfície.
Gás
Fator volume de formação (Bg): ; volume de gás no reservatório e na superfície.
Compressibilidade isotérmica: 
Viscosidade dos gases: Resistência ao fluxo de um fluido, gases possuem viscosidade pequena.
Óleo
Densidade relativa: ;: massa específica
Grau API: 
Fator volume de formação (Bo): 
Razão de solubilidade (Rso): ; volume de gás CONDENSADO do óleo em superfície e volume de óleo em superfície.
Compressibilidade isotérmica: 
Viscosidade do óleo: A viscosidade do óleo diminui com o aumento de Rs, T e API.
Água da formação
A água de formação possui sólidos dissolvidos que se precisa saber a concentração para efetuar testes de compatibilidade e prevenir precipitação e deposição de sais.
Fator volume de formação (Bw): considerado constante (=1).
Razão de solubilidade (Rsw): São os gases em solução na água como hidrocarbonetos, dióxido de carbono e gás sulfídrico. Rsw normalmente é desprezado por ser um valor pequeno.
Compressibilidade isotérmica (Cw): considerado constante.
Viscosidade: Aumenta com a salinidade, na prática adota-se valor constante. A viscosidade da água normalmente é menor que a do óleo.
Razão gás-óleo (RGO): ; volume total de gás na superfície e volume de óleo na superfície.
Razão gás-líquido (RGL): 
Basic sediments and water (BSW): 
ÍNDICE DE DESEMPENHO DO RESERVATÓRIO ; : vazão 
Pe: pressão estática no reservatório, quando o reservatório não está produzindo (não há vazão).
Pwf: pressão de fundo em fluxo
AOF: vazão quando a pressão (Pwf) é zerada
O índice de desempenho (IPR) é uma característica do reservatório, ele é constante e nos permite calcular a vazão de um poço a determinada pressão. Caso o IPR se altere, houve algum dano à formação (efeito de película).
Depleção: queda da pressão estática do reservatório.
Efeito de película: entupimento dos poros por incrustações, inchação de argilas, bactérias, óleo viscoso e sólidos da formação.
Estimulação: fraturamento hidráulico, fraturas naturais e acidificação.
MECANISMOS DE PRODUÇÃO
Produção primária ou recuperação primária seria a energia de um poço surgente com a energia do próprio reservatório, necessita que outro mecanismo o substitua. Se deve à expansão dos fluidos e contração dos poros e deslocamento de um fluido por outro.
Capa de gás é formada uma fase acumulada nas partes mais altas do reservatório. A zona de óleo é colocada em produção, reduzindo a pressão e fazendo com que o gás se expanda, empurrando mais óleo. Quanto maior a capa de gás, por mais tempo será mantida uma pressão adequada para a produção de óleo. 5 a 20% de recuperação.
Gás em solução não está associado a grandes massas de fluido, a energia está armazenada na zona de óleo, há uma queda de pressão rápida até atingir o ponto de bolha, passando a cair mais lentamente. O óleo é vaporizado e quanto mais gás se forma maior quantidade de óleo é deslocado. 20 a 30% de recuperação.
Influxo de água é quando o reservatório está em contato com um aquífero. O óleo é produzido e a água começa a invadir a zona de óleo, deslocando-o. A pressão praticamente não cai. 30 a 40% de recuperação.
Segregação gravitacional ocorre no mecanismo de gás em solução, quando o gás migra para o topo do reservatório formando uma capa de gás secundária ao invés de ser produzido com o óleo. A pressão cai lentamente. 40 a 80% de recuperação.
Quando não há predominância de um dos tipos de mecanismo se denomina mecanismo combinado.
Em todos os casos é necessário ter uma vazão controlada para que não se formem cones ou para que não seja produzido o gás que auxiliaria na produção de óleo.
FLUXO DE FLUIDOS EM POÇOS NOS MEIOS POROSOS
Inicialmente para prever o comportamento do reservatório são utilizadas equações de regime transiente. Quando o fluxo estabilizado essas equações são alteradas ou para o fluxo permanente – caso o reservatório seja alimentado nas fronteiras externas – ou pseudo permanente, se o reservatório for selado.
O tempo para alcançar o regime pseudo permanente pode ser calculado e depende da permeabilidade, porosidade, viscosidade, compressibilidade e área. ; é um valor tabelado que depende da área e queremos calcular.
No efeito de película (dano de formação) ocorre a redução da permeabilidade absoluta e da permeabilidade relativa do óleo, pode também ocorrer o aumento da viscosidade do óleo por parafinação ou formação de emulsões. Outros fatores que causam danos são o canhoneiro ineficiente, fluxo turbulento e redução da espessura permeável.
Razões de dano maior que 1 indicam poço danificado 
Em poços artificialmente fraturados há um aumento da produtividade através do fraturamento hidráulico ou do tratamento ácido. 
Cones de água e de gás são formados caso a vazão de produção não seja controlada ou caso o canhoneio para a produção seja feito em local errado. Existe uma vazão crítica que é a maior vazão que se pode produzir no poço sem que haja a produção de fluidos indesejáveis. Quanto ao local do canhoneio devemos verificar se o reservatório possui aquífero ou capa de gás: se houver aquífero sem capa de gás o canhoneio é feito na parte superior; se há capa de gás sem aquífero o canhoneio é feito na parte inferior; caso existam os dois, o canhoneio deve ser feito no centro ou logo abaixo do centro da zona de óleo.
Poços horizontais possuem produtividade maior devido a grande área de contato do reservatório com o poço e são indicados para formações produtoras de pouca espessura e reservatórios naturalmente fraturados. Nesses poços é possível usar o método de recuperação de SAGD onde é injetado vapor para diminuir a viscosidade do óleo e melhorar a produção.