definição_reservatório

Fundamentos de Engenharia de Petróleo II

Prof. Washington Martins da Silva Jr.

Washington Martins da Silva Jr.Fundamentos da Engenharia do Petróleo II

Objetivos:

Descrever todas as etapas que compreendem os

processos de produção, recuperação, transporte e

processamento do petróleo, identificando os

mecanismos físicos envolvidos em cada etapa bem

como as técnicas operacionais empregadas.



Ementa:

1- Reservatórios:Fluidos do reservatório, propriedades das rochas-reservatório,estimativas de reservas, mecanismos de produção primária,métodos de recuperação convencionais e especiais;

2- Perfuração:Sistemas de perfuração, equipamentos de sondas de perfuração,fluidos de perfuração, operações rotineiras de perfuração;

3- Completação:Tipos de completação, tipos de sonda para completação, fases deuma completação, operações de restauração, operações deestimulação;



Ementa:

4- Elevação:Sistemas de produção, elevação natural, elevação pneumática (gas-lift), bombeio mecânico com hastes, bombeio centrífugosubmerso, bombeio por cavidades progressivas;

5- Processamento e separação de fluidos:Gás natural (características, separação, condicionamento,processamento e utilização), tratamento de óleo (água produzida –volumes, composição e problemas causados, padrão de qualidadee métodos utilizados), destino da água produzida (tratamento,lançamento no mar, injeção em reservatórios).



Bibliografia:

José Eduardo Thomas, “Fundamentos de Engenharia do Petróleo”,editora Interciência, 2ª edição, Rio de Janeiro, 2004.

Luiz Alberto Santos Rocha, Cecilia Toledo de Azevedo, “Projetos dePoços de Petróleo: Geopressões e Assentamento de Colunas deRevestimentos”, editora Interciência, Rio de Janeiro, 2007.

Luiz Alberto Santos Rocha, Denise Azuaga, Renata Andrade, JoãoLuiz Bastos Vieira, Otto Luiz Alcântara Santos, “PerfuraçãoDirecional” editora Interciência, 2ª edição, Rio de Janeiro, 2008.




Definições – Noções de geologia do petróleo – Prospecção


1- Constituintes do petróleo


O que é petróleo?

Do latim “petra” (pedra) e “oleum” (óleo), o petróleo no

estado líquido é uma substância oleosa, inflamável,

menos densa que a água, com cheiro característico e cor

variando entre o negro e o castanho-claro.



O petróleo é constituído, basicamente, por uma mistura

de compostos químicos orgânicos (hidrocarbonetos).

Quando a mistura contém uma maior porcentagem de

moléculas pequenas seu estado físico é gasoso e quando

a mistura contém moléculas maiores seu estado físico é

líquido, nas condições normais de temperatura e

pressão.




FLUIDO DO RESERVATÓRIO

Óleo + Gás + Água + Sedimentos

Não é produto final acabado para consumo e/ou descarte no meio ambiente


O petróleo contém centenas de compostos químicos, esepará-los em componentes puros ou misturas decomposição conhecida é praticamente impossível.

O petróleo é normalmente separado em frações deacordo com a faixa de ebulição dos compostos -destilação fracionada.



FraçãoTemperatura de ebulição (°C)

Composição aproximada

Usos

Gás residual - C1 – C2 Gás combustível

Gás liquefeito de petróleo - GLP

Até 40 C3 – C4Gás combustível engarrafado, uso doméstico e industrial.

Gasolina40 - 175 C5 – C10

Combustível de automóveis, solvente.

Gasóleo leve 235 - 305 C13 – C17 Diesel, fornos.

Gasóleo pesado305 - 400 C18 – C25

Combustível, matéria-prima p/ lubrificantes.

Lubrificantes400 - 510 C26 – C38

Óleos Lubrificantes

ResíduoAcima de 510 C38*

Asfalto, piche, impermeabilizantes.




Torre de destilação:


Os óleos obtidos de diferentes reservatórios de petróleopossuem características diferentes. Alguns são pretos,densos, viscosos, liberando pouco ou nenhum gás,enquanto outros castanhos ou bastante claros, combaixa viscosidade e densidade, liberando quantidadeapreciável de gás.


Elemento % em peso

Hidrogênio 11 – 14

Carbono 83 – 87

Enxofre 0,06 – 8

Nitrogênio 0,11 – 1,7

Oxigênio 0,1 – 2

Metais Até 0,3

Outros reservatórios produzem somente gás. Entretanto, todos eles possuem análises elementares semelhantes às dadas na Tabela.


A alta porcentagem de carbono e hidrogênio existenteno petróleo mostra que os seus principais constituintessão os hidrocarbonetos.

Os outros constituintes aparecem na forma decompostos orgânicos que contêm outros elementos,sendo os mais comuns o nitrogênio, o enxofre e ooxigênio. Metais também podem ocorrer como sais deácidos orgânicos.



Hidrocarbonetos

Hidrocarbonetos são compostos orgânicos formados emsaturados, insaturados e aromáticos.

Os hidrocarbonetos saturados, também denominados dealcanos ou parafinas (do latim parafine “pequenaatividade”, por serem comparativamente inertes), sãoaqueles cujos átomos de carbono são unidos somentepor ligações simples e ao maior número possível deátomos de hidrogênio, constituindo cadeias lineares,ramificadas ou cíclicas, interligadas ou não.



Hidrocarbonetos

Os hidrocarbonetos insaturados, também denominadosde olefinas, apresentam pelo menos uma dupla ou triplaligação carbono-carbono, enquanto que oshidrocarbonetos aromáticos, também chamados dearenos, apresentam pelo menos um anel de benzeno nasua estrutura.



Hidrocarbonetos

Hidrocarbonetos parafínicos normais ou alcanospossuem a fórmula geral CnH2n+2. Os nomes dos alcanossão formados por um prefixo (especificando o número deátomos de carbono) e do sufixo ano. O mais simplesdeles é o metano, constituído por um átomo de carbonoligado a quatro átomos de hidrogênio.



Metano - CH4

Hidrocarbonetos

Exemplos de parafinas normais:



Etano – C2H6

Hidrocarbonetos




Propano - C3H8

Hidrocarbonetos




Butano – C4H10

Hidrocarbonetos




Hidrocarbonetos

Os hidrocarbonetos parafínicos podem apresentarramificações em um ou mais átomos de carbono e sãotambém denominados de isoparafinas, ou isoalcanos.Têm a mesma fórmula geral dos alcanos normais.



Hidrocarbonetos

Hidrocarbonetos parafínicos.



Hidrocarbonetos

Em muitos hidrocarbonetos, os átomos de carbono sãodispostos na forma de anéis. Podem apresentar radicaisparafínicos normais ou ramificados ligados ao anel ououtro hidrocarboneto cíclico - são os naftênicos. Anomenclatura utilizada é a mesma dos parafínicos, agoracom o prefixo ciclo.



Hidrocarbonetos

Hidrocarbonetos naftênicos:



Hidrocarbonetos

Os hidrocarbonetos insaturados, dos quais os maiscomuns são os alcenos – fórmula geral CnH2n. Assimcomo para alcanos, o prefixo especifica o número decarbonos e o sufixo é eno.Os alcenos possuem uma ligação dupla na cadeia.Quando ocorre um tripla ligação carbono-carbono, oshidrocarbonetos insaturados são denominados dealcinos, e o sufixo é ino.



Hidrocarbonetos

Os hidrocarbonetos insaturados constituem um grupoextremamente reativo. Embora sejam biologicamentemetabolizados em grande quantidade, dificilmente sãopreservados na natureza.



Hidrocarbonetos

Hidrocarbonetos insaturados.



Hidrocarbonetos

Os hidrocarbonetos aromáticos são constituídos porligações duplas que se alternam em anéis com seisátomos de carbono. O composto mais simples é obenzeno. Ao contrário dos compostos insaturados, obenzeno tem considerável estabilidade e, devido ao seupronunciado odor, todos os compostos que contêm oanel benzeno são conhecidos como hidrocarbonetosaromáticos. Tal como os naftênicos pode ocorrer apresença de aromáticos formados por mais de um anelbenzênico, que podem estar isolados, conjugados oucondensados.



Hidrocarbonetos

Hidrocarbonetos aromáticos:



Não-hidrocarbonetos

O petróleo contém apreciável quantidade deconstituintes que possuem elementos como enxofre,nitrogênio, oxigênio e metais.

Estes constituintes, considerados impurezas, podemaparecer em toda a faixa de ebulição do petróleo, mastendem a se concentrar nas frações mais pesadas taiscomo resinas e asfaltenos.




Resinas e asfaltenos são moléculas grandes, com altarelação carbono/hidrogênio e presença de enxofre,oxigênio e nitrogênio (de 6,9 a 7,3%). A estrutura básicaé constituída de 3 a 10 ou mais anéis, geralmentearomáticos, em cada molécula.As estruturas básicas das resinas e asfaltenos sãosemelhantes, mas existem diferenças importantes.Asfaltenos não estão dissolvidos no petróleo e simdispersos na forma coloidal.As resinas, ao contrário, são facilmente solúveis.




Asfaltenos puros são sólidos escuros e não voláteis; e asresinas puras, além de serem líquidos pesados ousólidos pastosos, são tão voláteis como hidrocarbonetodo mesmo tamanho.

As resinas de alto peso molecular são avermelhadas,enquanto que as mais leves são menos coloridas.



2- Composição do petróleo


Os principais grupos de componentes dos óleos são oshidrocarbonetos aromáticos, as resinas e os asfaltenos.A tabela apresenta a composição química de umpetróleo típico.


Grupo de componentes

Parafinas normais 14%

Parafinas ramificadas 16%

Parafina cíclicas (naftênicas) 30%

Aromáticos 30%

Resinas e asfaltenos 10%


O gás natural é uma mistura de hidrocarbonetos queabrange desde o metano até o hexano.Encontra-se na forma livre ou associado ao óleo emreservatórios naturais, contendo pequenas quantidadesde diluentes e contaminantes.

A tabela seguinte mostra as faixas de composição dosgases extraídos a partir de reservatórios de óleo.




Campos de gás natural Gás natural liberados do óleo

Nitrogênio traços – 15% traços – 10%

Dióxido de carbono traços – 5% traços – 4%

Gás sulfídrico traços – 3% traços – 6%

Hélio traços – 5% -

Metano 70 – 98% 45 – 92%

Etano 1 – 10% 4 – 21%

Propano traços – 5% 1 – 15%

Butano traços – 2% 0,5 – 2%

Pentano traços – 1% traços – 3%

Hexano traços – 0,5% traços – 2%

Heptano + traços – 0,5% traços – 1,5%


3- Classificação do petróleo


Massa específica

É a relação entre a massa de um material e o volumeocupado pelo mesmo.

Tem a dimensão de unidade de massa por volume, porexemplo, a massa específica da água doce à 20°C e 1 atmé igual a 1 kg/litro, ou seja, nessas condições 1kg deágua ocupará um volume equivalente a 1 litro.



Densidade

É a relação entre a massa específica de uma substância e a massaespecífica da água doce.

Por exemplo, se a massa específica de um óleo é igual a 0,85kg/litro então sua densidade será calculada da seguinte forma:

d = (0,85 kg/litro) / (1,00 kg/litro) então,

d = 0,85 ou seja,

A densidade é uma grandeza adimensional.



Grau API (° API)

É uma propriedade relacionada com a densidade dos derivados depetróleo. Foi criada pelo American Petroleum Institute (API) eserve como parâmetro de classificação de petróleos e derivados.

5.1315.14160/60

odAPI onde d é a densidade do óleo ou

de um derivado do petróleo.



Grau API

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

21

22

23

24

25

26

g / cm3 lb / gal psi / m³

1,0000

0,9930

0,9861

0,9792

0,9725

0,9659

0,9580

0,9529

0,9465

0,9402

0,9340

0,9279

0,9218

0,9159

0,9100

0,9042

0,8964

8,3454

8,2888

8,2291

8,1721

8,1160

8,0806

8,0059

7,9520

7,8988

7,8483

7,7945

7,7434

7,6930

7,6432

7,5940

7,5455

7,4976

1,4223

1,4129

1,4025

1,3928

1,3832

1,3738

1,3644

1,3553

1,3462

1,3372

1,3284

1,3197

1,3111

1,3026

1,2942

1,2860

1,2778

Grau

API

(1/3)



Grau API g / cm3 lb / gal psi / m³

27

28

29

30

31

32

33

34

35

36

37

38

39

40

41

42

43

0,8927

0,8871

0,8816

0,8752

0,8706

0,8654

0,8602

0,8550

0,8495

0,8448

0,8398

0,8348

0,8299

0,8251

0,8203

0,8156

0,8109

7,4506

7,4035

7,3575

7,3119

7,3669

7,2225

7,1786

7,1352

7,0923

7,0500

7,0082

6,9666

6,9259

6,8856

6,8456

6,8062

6,7672

1,2648

1,2618

1,2539

1,2452

1,2365

1,2309

1,2234

1,2160

1,2057

1,2015

1,1944

1,1873

1,1804

1,1735

1,1667

1,1600

1,1533

Grau

API

(2/3)



Grau API g / cm3 lb / gal psi / m³

44

45

46

47

48

49

50

51

52

53

54

55

56

57

58

59

60

0,8053

0,8017

0,7972

0,7927

0,7853

0,7839

0,7796

0,7753

0,7711

0,7669

0,7628

0,7587

0,7547

0,7507

0,7467

0,7426

0,7389

6.7286

6,6905

6,6528

6,6155

6,5787

6,5422

6,5062

6,4706

6,4353

6,4004

6,3659

6,3318

6,2980

6,2646

6,2315

6,1988

6,1664

1,1468

1,1403

1,1338

1,1275

1,1212

1,1150

1,1068

1,1028

1,0968

1,0908

1,0649

1,0791

1,0734

1,0677

1,0620

1,0565

1,0509

Grau

API

(3/3)



O grau de API permite classificar o petróleo em:

•Petróleo leve ou de base Parafínica: Possui API maior que31,1. Contém, além de alcanos, uma porcentagem de 15 a25% de cicloalcanos.•Petróleo médio ou de base Naftênica: Possui API entre 22,3e 31,1. Além de alcanos, contém também de 25 a 30% dehidrocarbonetos aromáticos.•Petróleo pesado ou de base Aromática: Possui API menorque 22,3 e é constituído, praticamente, só dehidrocarbonetos aromáticos.

O petróleo encontrado pela Petrobras no campo petrolífero deTupi (bacia de Santos) em Novembro de 2007 foi classificadoem 28 API.



Classificação de acordo com os constituintes

A classificação do petróleo, de acordo com seusconstituintes, interessa desde os geoquímicos até osrefinadores. Os primeiros visam caracterizar o óleopara relacioná-lo à rocha-mãe e medir o seu grau dedegradação. Os refinadores querem saber aquantidade das diversas frações que podem serobtidas, assim como sua composição e propriedadesfísicas.



Classificação de acordo com os constituintes

Assim, os óleos parafínicos são excelentes para aprodução de querosene de aviação (QAV), diesel,lubrificantes e parafinas.

Os óleos naftênicos produzem frações significativas degasolina, nafta petroquímica, QAV e lubrificantes,enquanto que os óleos aromáticos são mais indicadospara produção de gasolina, solventes e asfalto.



Classe parafínica (75% ou mais de parafinas)

Nesta classe estão os óleos leves fluidos ou de altoponto de fluidez, com densidade inferior a 0,85, teorde resinas e asfaltenos menor que 10% e viscosidadebaixa, exceto nos casos de elevado teor de n-parafinascom alto peso molecular (alto ponto de fluidez). Osaromáticos presentes são de anéis simples ou duplos eo teor de enxofre é baixo. A maior parte dos petróleosproduzidos no nordeste brasileiro é classificada comoparafínica.



Classe parafínico-naftênica (50 – 70% parafinas > 20%de naftênicos)

Os óleos desta classe são os que apresentam um teorde resinas e asfaltenos entre 5 a 15%, baixo teor deenxofre (menos de 1%), teor de naftênicos entre 25 e40%. A densidade e viscosidade apresentam valoresmaiores do que os parafínicos, mais ainda sãomoderados. A maioria dos petróleos produzidos naBacia de Campos, RJ, é deste tipo.



Classe naftênica (> 70% de naftênicos)

Nesta classe enquadra-se um número muito pequenode óleos. Apresentam baixo teor de enxofre e seoriginam da alteração bioquímica de óleos parafínicose parafínico-naftênicos. Alguns óleos da América doSul, da Rússia e do Mar do Norte pertencem a estaclasse.



Classe aromática intermediária (> 50% dehidrocarbonetos a aromáticos)

Compreende óleos freqüentemente pesados, contendode 10 a 30% de asfaltenos e resinas e teor de enxofreacima de 1%. O teor de monoaromáticos é baixo e emcontrapartida o teor de tiofeos e dibenzotiofenoseelevado. A densidade usualmente é maior que 0,85.

Alguns óleos do Oriente Médio (Árabia Saudita, Catar,Kuwait, Iraque, Síria e Turquia), África Ocidental,Venezuela, Califórnia e Mediterrâneo (Sicília, Espanha eGrécia) são desta classe.



Classe aromático-naftênica (> 35% de naftênicos)

Óleos deste grupo sofreram processo inicial debiodegradação, no qual foram removidas as parafinas.Eles são derivados dos óleos parafínicos e parafínico-naftênicos, podendo conter mais de 25% de resinas easfaltenos, e o teor de enxofre entre 0,4 e 1%. Algunsóleos da África Ocidental são deste tipo.



Classe aromático-asfáltica (> 35% de asfaltenos eresinas)

Estes óleos são oriundos de um processo de biodegradaçãoavançada em que ocorreria a reunião de monocicloalcenos eoxidação. Podem também nela se enquadrar alguns poucosóleos verdadeiramente aromáticos não degradados daVenezuela e África Ocidental. Entretanto, ela compreendeprincipalmente óleos pesados e viscosos, resultantes daalteração dos óleos aromáticos intermediários.Desta forma, o teor de asfaltenos varia de 1 a 9% em casosextremos. Nesta classe encontram-se os óleos do Canadáocidental, Venezuela e sul da França.



De um modo geral temos que:

1. Petróleos pesados têm baixo grau API;

2. Petróleos leves têm alto grau API;

3. Quanto mais alto o grau API de um petróleo maior

o seu valor de mercado.



4- Noções de Geologia do Petróleo


O petróleo tem origem a partir de matéria orgânicadepositada junto com os sedimentos nas baciassedimentares – rocha geradora.

A matéria orgânica marinha presente nas rochas ébasicamente originada de microorganismos e algasque formam o fitoplâncton. Processos de oxidaçãonão permitem a transformação da matéria orgânicaem petróleo.



A necessidade de condições não-oxidantes para aformação do petróleo pressupõe um ambiente dedeposição composto de sedimentos de baixapermeabilidade, inibidor da ação da água circulante emseu interior.

A interação dos fatores – matéria orgânica, sedimentose condições termoquímicas apropriadas – éfundamental para o início da cadeia de processos queleva à formação do petróleo.



A matéria orgânica proveniente de vegetais superiorestambém pode dar origem ao petróleo, todavia suapreservação torna-se mais difícil em função do meiooxidante onde vivem.



O tipo de hidrocarboneto gerado, óleo ou gás, édeterminado pela constituição da matéria orgânicaoriginal e pela intensidade do processo térmicoatuante sobre ela.

A matéria orgânica proveniente do fitoplâncton,quando submetida a condições térmicas adequadas,pode gerar hidrocarboneto líquido. O processoatuante sobre a matéria orgânica vegetal lenhosapoderá ter como conseqüência à geração dehidrocarboneto gasoso.



Admitindo um ambiente apropriado, após aincorporação da matéria orgânica ao sedimento dá-seaumento de carga sedimentar (pressão) e detemperatura, começando, então, a se delinear oprocesso que passa pelos seguintes estágiosevolutivos:



Transformação termoquímica da matéria orgânica e a geração de petróleo – rocha geradora



Na faixa de temperaturas mais baixas, até 65°C, predominaa atividade bacteriana que provoca a reorganização celulare transforma a matéria orgânica em querogênio. Oproduto é o metano bioquímico ou biogênio. Este processoé denominado de Diagênese.


O incremento de temperatura, até 165°C, é determinanteda quebra das moléculas de querogênio e resulta emhidrocarbonetos líquidos e gás – Catagênese.


a continuação do processo, avançando até 210°C, propiciaa quebra das moléculas de hidrocarbonetos líquidos e asua transformação em gás leve – Metagênese.


Ultrapassando essa fase, a combinação do incremento detemperatura leva à degradação do hidrocarboneto gerado,deixando como remanescente grafite, gás carbônico ealgum resíduo de gás metano – Metamorfismo.


Assim, o processo de geraçãodo petróleo como um todo éresultado da captação daenergia solar, através dafotossíntese, e a transformaçãoda matéria orgânica com acontribuição do fluxo de calororiundo do interior da Terra.



Geração, migração e acumulação do petróleo

1. O petróleo inicialmente é gerado no interior darocha geradora;

2. Em seguida ocorre a migração para a rochareservatório;

3. Para que haja uma acumulação comercialmenteinteressante é necessária a presença de trapas, ouarmadilhas geológicas, para aprisionar o petróleona rocha reservatório.



Migração

O petróleo é gerado em uma “rocha geradora” e semovimenta para uma rocha onde se acumula, dita“rocha reservatório”.A explicação clássica para a migração atribui papelrelevante à fase de expulsão da água das rochasgeradoras durante o processos de compactação. Essaágua levaria consigo o petróleo.Outra explicação estaria no microfraturamento dasrochas geradoras, que facilitaria o fluxo através de ummeio de baixíssima permeabilidade, como as rochasargilosas (folhelhos).



Migração

Ao processo de expulsão do petróleo da rochageradora dá-se o nome de migração primária.Ao percurso ao longo de uma rocha porosa epermeável até ser interceptado e contido por umaarmadilha geológica dá-se o nome de migraçãosecundária.A não-contenção do petróleo em sua migraçãopermitiria seu percurso continuado em busca de zonasde menor pressão até se perder através de exsudações,oxidação e degradação bacteriana na superfície.



Rocha reservatório

O petróleo é eventualmente acumulado em uma“rocha reservatório” – figura.

Esta rocha pode ter qualquer origem ou natureza, maspara se constituir em um reservatório deve apresentarespaços vazios no seu interior (porosidade), e estesespaços vazios devem estar interconectados,conferindo ao reservatório a característica depermeabilidade.



Microfotografia de uma rocha-reservatório contendo óleo.



Rocha reservatório

Podem constituir rochas-reservatório os arenitos ecalcarenitos, e todas as rochas sedimentaresessencialmente dotadas de porosidade intergranularque sejam permeáveis.

Algumas rochas, como os folhelhos e algunscarbonatos, são normalmente porosas porémimpermeáveis. Estas rochas podem formarreservatórios quando se encontram naturalmentefraturadas.



Rocha reservatório

A porosidade depende da forma, da arrumação e davariação de tamanho dos grãos, além do grau decimentação da rocha.Chama-se porosidade absoluta a razão entre ovolume de todos os poros, interconectados ou não, eo volume total da rocha.A porosidade efetiva é a razão entre o volume dosporos interconectados e o volume total da rocha.A porosidade pode ser medida a partir de perfiselétricos executados nos poços ou de ensaios delaboratórios em amostras de rocha - testemunhos.



Rocha selante

Atendidas as condições de geração, migração ereservatório, para que se dê a acumulação dopetróleo, existe a necessidade de que alguma barreirase interponha no seu caminho. Essa barreira éproduzida pela rocha selante, cuja característicaprincipal é sua baixa permeabilidade.Além da impermeabilidade, a rocha selante deve serdotada de plasticidade – para manter sua condiçãomesmo após ser submetida a esforços determinantesde deformação.Ex: Folhelhos e Evaporitos (sal).



As partículas de argila dificultam a migração – rocha selante contém partículas pequenas.


Aprisionamento do petróleo


Convencionalmente, as armadilhas são classificadas em estruturais, estratigráficas, mistas ou combinadas - na prática não é simples a individualização.

Armadilhas estruturais –detêm as maiores quantidades de óleo –enquadram-se as dobras e as falhas.


Armadilha estrutural (compressão horizontal)



Aprisionamento do petróleo

O modelo de aprisionamento com base no sistema defalhas é aplicado com sucesso nas baciassedimentares brasileiras, principalmente as bacias dorecôncavo e nas bacias costeiras.

As armadilhas estratigráficas não têm relação diretacom os esforços atuantes nas bacias sedimentares -figura.



Armadilha estratigráfica (compressão vertical).




Armadilha tipo domo de sal



Anticlinal Falha Discordância

Domo de sal Anticlinal Falha


Filme - formação de reservatório



5- Bacias sedimentares brasileiras


O Brasil possui 29 bacias sedimentares, das quaisatualmente oito são produtoras de petróleo(Solimões, Potiguar, Sergipe/Alagoas, Camamu-Almada, Espírito Santo, Campos, Santos e Paraná).


Washington Martins da Silva Jr.Fundamentos da Engenharia do Petróleo IIBacias sedimentares brasileiras.



Produção de petróleo no Brasil.



Bacias sedimentares brasileiras “offshore”.




Pré-sal

De uma maneira simplificada, o Pré-Sal é um conjuntode reservatórios mais antigos que a camada de sal(halita e anidrita) que se estende nas Bacias deCampos e Santos desde o alto de Vitória até o alto deFlorianópolis.

A espessura da camada de sal na porção centro-sul daBacia de Santos é de aproximadamente 2.000 metros,enquanto na porção norte da bacia de Campo está emtorno de 200 metros.



Origem do pré-sal

Este sal foi depositado durante a abertura do oceanoAtlântico, após a quebra do Gondwana (JurássicoSuperior-Cretáceo) durante a fase de mar raso e declima semi-árido/árido do Neoapitiniano (125 - 112Ma).



Rocha geradora do pré-sal

As rochas geradoras são folhelhos lacustres daFormação Guaratiba (do Barremiano/Aptiano de 130-112 Ma).O selo são pelitos intraformacionais e obviamente osal.A literatura científica afirma que os reservatóriosencontrados são biolititos cuja origem sãoestromatólitos da fase de plataforma rasa doBarremiano (130-125 Ma).


Bacia de SantosSeção Sísmica no Pré-Sal


Biolititos – Rochas Carbonáticas


Rochas Carbonáticas – Na superfície.


Estromatólitos – Costa da Austrália


6- Prospecção de Petróleo


Prospecção de petróleo

É a etapa que precede a perfuração do primeiro poçoexploratório.

Consiste em métodos e técnicas específicas paraidentificar áreas com potencial acúmulo dehidrocarbonetos.




Prospecção de petróleo

Os métodos utilizados podem ser métodos geológicosou métodos geofísicos:

Métodos geológicos contemplam as atividades voltadaspara a localização e o estudo de bacias sedimentares.

Também são realizadas análises aerofotométricas -fotos aéreas, imagens de radar e fotos de satélites -além da gravimetria e de medidas de variação daintensidade do campo magnético da terra.



Geologia de superfície

Através do mapeamento das rochas que afloram nasuperfície, é possível reconhecer e delimitar as baciasedimentares e identificar algumas estruturas capazesde acumular hidrocarbonetos.



Aerofotogrametria e fotogeologia

A aerofotogrametria é fundamentalmente utilizadapara a construção de mapas base ou topográficos econsiste em fotografar o terreno utilizando-se um aviãodevidamente equipado, voando com altitude, direção evelocidade constantes.

A fotogeologia consiste na determinação das feiçõesgeológicas a partir de fotos aéreas, onde dobras falhas eo mergulho das camadas geológicas são visíveis.


Aerofotometria


Interpretação fotogeológica onde são nítidas as feições de diferentes tipos de rochas.


Aerofotometria


Cadeia de Montanhas Zargos no Irã e parte do Golfo Pérsico.



Geologia de Subsuperfície

Consiste no estudo de dados geológicos obtidos em umpoço exploratório. A partir destes dados é possíveldeterminar as características geológicas das rochas desubsuperfície.



Geologia de Subsuperfície

As técnicas mais comuns envolvem:

1. A descrição das amostras de rochas recolhidas durante aperfuração;

2. O estudo das formações perfuradas e sua profundidade emrelação a um referencial fixo (em geral nível do mar);

3. A construção de mapas e seções estruturais através dacorrelação entre as informações de diferentes poços;

4. A identificação de fósseis presentes nas amostras de rochasproveniente da superfície usando paleontologia.



Métodos Potenciais

Gravimetria

As variações do campo gravitacional terrestre sãoprovocadas por corpos rochosos dentro da crosta atépoucos quilômetros de profundidade. Estas variaçõessão influenciadas pelas diferentes densidades dasrochas, tendo as mais densas, maior influência nocampo gravitacional.



Gravimetria

Gravímetro: um mesmo corpo (massa constante)mostrará pesos diferentes para diferentes locais, se asrochas subjacentes tiverem densidades diferentes, oque normalmente acontecerá. Entretanto, estasvariações são de uma magnitude muito pequena.



Gravimetria



Gravimetria

Mapa gravimétrico corrigido – mapa Bounguer – da bacia do recôncavo Baiano, BA.



Residual de Segunda Ordem no Mapa Bouguer Marco Polo



Magnetometria

Este método mede as variações do campo magnético daTerra, atribuídas a variações na estrutura da crosta ouna susceptibilidade magnética de certas rochas próximoà superfície.

Emprega-se este método na prospecção de materiaismagnéticos, como minérios de ferro, principalmente amagnetita.



Magnetometria

Mapa aeromagnético do campo depetróleo Pucket, Texas.

Mapa do embasamento magnéticointerpretado a partir do mapa ao lado -Pucket, Texas.



Métodos Sísmicos

São os métodos de prospecção mais usados na indústriado petróleo.

O levantamento sísmico inicia-se com a geração deondas elásticas, através de fontes artificiais, que sepropagam no interior da terra, onde são refletidas erefratadas nas interfaces que separam camadas derochas de diferentes constituições, e retornam àsuperfície, onde são captadas por sofisticadosequipamentos de registro.



Métodos Sísmicos

Destaca-se a sísmica de reflexão pelo auto grau deeficiência.O método baseia-se na emissão de ondas sísmicasartificiais em superfície ou no mar, captando-se osseus “ecos” após se propagarem no interior da Terra eserem refletidas ou refratadas em suasdescontinuidades.As reflexões das ondas elásticas são captadas porequipamentos especiais denominados geofones(registros em terra) ou hidrofones (registros no mar).



Métodos Sísmicos

Sísmica Terrestre Sísmica Marítima



Métodos Sísmicos – Reflexão



Métodos Sísmicos – Refração



Fontes de pulsos sísmicos

As fontes de energia sísmica mais comuns são adinamite e o vibrador em terra e canhões de arcomprimido em levantamento marítimo.

Estes pulsos elásticos ou detonações são de duração oucomprimento muito pequeno, da ordem de 200milissegundos, e se refletem e refratam em cada umadas camadas geológicas em profundidade.



Fontes de pulsos sísmicos - explosivo



Fontes de pulsos sísmicos – explosivo e espoleta



Fontes de pulsos sísmicos - vibrador



Fontes de pulsos sísmicos - sapata



Fontes de pulsos sísmicos – marítmos – “air gun”



Fontes de pulsos sísmicos – “air guns”

PGS - Petroleum Geo-Services CGGVeritas



Receptores de pulsos sísmicos

Basicamente de dois tipos:

• Geofones - eletromagnéticos para registros emterra;

• Hidrofones - de pressão – para levantamentos emágua.



Geofones

Composto por uma bobina suspensa dentro de umcampo eletromagnético gerado por um potente ímãacondicionado em invólucro impermeável, que éfirmemente cravado à superfície da Terra.

Quando a onda sísmica atinge o geofone, o movimentorelativo entre a bobina e o imã gera uma correnteelétrica induzida que é proporcional à vários fatores,inclusive à amplitude da onda incidente.



Geofones



Geofones - colocação (plantio)



Geofones - arranjo



Hidrofones

Os hidrofones utilizam cristais piezelétricos, que geramuma corrente elétrica proporcional à variação dapressão produzida pelas ondas acústicas na água.

Os receptores devem reproduzir o mais fielmentepossível as vibrações mecânicas na forma de oscilaçõeselétricas.



Hidrofones



Hidrofones - cabos sismográficos - correção daprofundidade

Bússola Controlador de profundidade Bateria

Conexão com o cabo Indicador de profundidade



Hidrofones – cabos sismográficos – correção daprofundidade – posicionamento lateral.



Aquisição de dados sísmicos

Tanto em terra quanto no mar, a aquisição de dadossísmicos consiste na geração de uma perturbaçãomecânica em um ponto da superfície e o registro dasreflexões em centenas (128 a 1024) de canais derecepção ao longo de uma linha reta.



Aquisição de dados sísmicos

Os canais de aquisição encontram-se equidistantes - 20a 50 m - em um mesmo cabo, de modo que o canalmais afastado muitas vezes encontra-se a váriosquilômetros de distância da fonte de perturbação –ponto de tiro.

Todo o conjunto fonte/receptores tem seuposicionamento dinâmico definido por levantamentostopográficos em terra e por radioposicionamento esatélites no mar.



Aquisição de dados sísmicos - tempo de aquisição

Em levantamentos terrestres normalmente o tempo deregistro é 4 s, contados a partir da detonação – t=0 s.Considerando que a velocidade média de propagaçãodas ondas sísmicas nas rochas é de 3000 m/s, aprofundidade máxima será de 6000 metros (doissegundos para o percurso de ida e dois segundos para avolta).No mar, devido à presença da lâmina d’agua, onde asondas sísmicas se propagam com velocidade baixa(1500 m/s), o tempo de registro varia de 6 a 12 s.



Aquisição de dados sísmicos – amostragem horizontal

A amostragem horizontal é definida em função dodetalhe necessário aos objetivos do levantamento.



Aquisição de dados sísmicos – 3D

Em levantamentos tridimensionais a amostragemlateral é definida em função da distância entre cabos.



Aquisição de dados sísmicos – levantamento marítimo 3D

Washington Martins da Silva Jr.Fundamentos da Engenharia do Petróleo IIO navio reboca duas baterias de canhões e vários cabos com receptores.





Tipos de ondas sísmicas e velocidades de propagação

Existem basicamente dois tipos de ondas:

•Ondas P – compressionais;•Ondas S – cisalhantes.




A velocidade de propagação das ondas sísmicas éfunção da densidade e da constante elástica do meio,que, consequentemente, depende:

• da constituição mineralógica da rocha;• grau de cimentação;• estágios de compactação (pressão, profundidade);• Porosidade;• conteúdo e saturação de fluidos;• outros fatores como temperatura e presença de

microfraturas.




É muito comum, na prospecção sísmica, caracterizaruma determinada rocha através da razão entre asvelocidades das ondas P e das ondas S.

Esta razão pode também ser utilizada no cálculo darazão do Poisson, que possui papel importante emmuitas áreas de engenharia e da geofísica.


É possível fazer estimativas dos parâmetros das rochas a partir do conhecimento das velocidades.




A propagação de ondas elásticas é regida pelas mesmasleis da ótica geométrica.

Quando um frente de onda incide sobre uma interfaceseparando duas rochas com velocidades e densidadesdiferentes, parte da energia incidente é refratada para omeio inferior e parte da energia se reflete e retorna àsuperfície – princípio de Huygens–Fresnel.




Princípio de Huygens–Fresnel




A quantidade de energia que retorna para a superfíciedepende do contraste de impedâncias acústicas(produto da densidade pela velocidade) dos dois meiose do ângulo de incidência.




Através do processamento das informações de energiade reflexão registradas nas superfície é possível estimara impedância acústica das rochas de uma determinadafronteira – figura a.

Associando a impedância acústica com a distribuição develocidades e parâmetros de calibração é possívelestimar a distribuição de porosidade de umdeterminado reservatório – figura b.




Supondo a velocidade média de 3000 m/s no tempo duplo de 1,2 s a profundidade dos eventos registrados é de 1800 metros.



Sismograma sintético

A principal importância do sismograma sintético écorrelacionar os dados de poços com os eventos queaparecem nas seções sísmicas.

Como a sísmica de reflexão responde somente aocontraste de impedâncias das rochas, é possível simulara resposta sísmica de um pacote sedimentar, ou traçosísmico (sismograma sintético) a partir doconhecimento da velocidade e densidade das rochasque o compõem e da assinatura da fonte.




Multiplicando-se as velocidades de propagação da onda(ν) pelas densidades (ρ), obtém-se um perfil emprofundidade das impedâncias acústicas (I):

I=ρ.ν




A quantidade de energia que é refletida e cada interfaceé dada pelo coeficiente de reflexão:

e

onde:R = coeficiente de reflexão;T = coeficiente de transmissão;I2 = impedância da camada inferior;I1 = impedância da camada superior.

12

12

II

IIR

RT 1




A partir do conhecimento da coluna sedimentar (A) obtida pela perfuração de uma poço, obtém-se as impedâncias acústicas (B)




Sabendo o valor da impedância acústica de cada formação, calcula-se a função refletividade (C) utilizando a equação em cada uma das interfaces.




Nesta função, cada coeficiente vai refletir para asuperfície a mesma assinatura da fonte gerada no pontode tiro, mantendo as mesmas relações de amplitude epolaridade.




Em D está ilustrado o mecanismo de formação do traço sísmico. A resposta final para uma sequência sedimentar consiste no somatório das reflexões individuais (E).



Técnica CDP (“Common depth point”) e obtenção develocidades

Nos levantamentos sísmicos executados tanto no marcomo em terra, as reflexões são registradasobedecendo a uma geometria de aquisição que propiciaa amostragem múltipla em subsuperfície .



Técnica CDP e obtenção de velocidades




Múltiplos receptores


A

B

C

Refletor

1A 2A 3A 4A 5A 6A 7A 8A 9A10A 11A

1B 2B 3B 4B 5B 6B 7B 8B 9B 10B

1C 2C 3C 4C 5C 6C 7C 8C 9C

a b c d e f g h

1, v1

2, v2

Camada 1

Camada 2






No CDP (“Common depth point”), os registros obtidossão posteriormente reagrupados nos centros deprocessamento, de modo que todos aqueles queamostraram os mesmos pontos em subsuperfíciepassam a fazer parte de uma família de registroscontendo a mesma informação geológica.




A diferença entre eles é que a mesma informação foiobtida através de diferentes percursos.Conseqüentemente, a reflexão de um mesmo ponto emsubsuperfície aparecerá em tempos progressivamentemaiores nos traços de uma mesma família, em funçãoda distância entre tiros e receptores.Pela geometria de aquisição pode-se provar quequando a velocidade do meio for constante, a reflexãode um interface plana aparecerá no registro como umahipérbole.




Vantagens da técnica CDP:

• A partir deste campo de velocidades médias de propagação épossível relacionar variações de velocidades com ascaracterísticas petrofísicas da rocha;

• A velocidade permite converter a escala vertical das seçõessísmicas para metros, minimizando as distorções de imagempresentes nas seções (as imagens em tempo estariam corretasse a velocidade fosse constante). Como a velocidadenormalmente aumenta com a profundidade, as imagens nasseções em tempo são progressivamente comprimidas de cimapara baixo.




2

0tVmD D = profundidadeVm = velocidade médiat0 = tempo.

Mapeamento sísmico - do tempo para a profundidade



Arenito

com água

Arenito

com gás




Processamentos de dados sísmicos - fluxograma

Processamento e imageamento de dados de reflexão sísmica:

Aumento da resolução vertical: •deconvolução e filtragem.

Aumento da razão sinal/ruído: •método CDP.

Aumento da resolução lateral:•migração :

pré-estaqueamento;análise de velocidade;em tempo e em profundidade.



Processamentos de dados sísmicos

Pré-pocessamento

• Nos levantamentos terrestres – correção da variaçãotopográfica do terreno em relação ao nível do mar.

• Nos levantamentos marítimos – correção da posiçãodos canhões e receptores, que operam emprofundidades de 7 a 15 metros.

Após as correções estáticas tudo se passa como se tirose receptores estivessem em uma mesma superfícieplana e horizontal – Datum – corresponde ao t=0 naimagens sísmicas.




Deconvolução

Filtragem matemática que tem como objetivo atenuaras reverberações presentes no método sísmico. Estasreverberações são causadas pela própria assinatura dafonte, reflexões internas nas camadas geológicas ereflexões múltiplas no fundo do mar.




Balanceamento

Consiste na recuperação da energia perdida pela assinatura dafonte durante a propagação. Esta perda se dá em função doespalhamento esférico progressivo da energia de absorção.As reflexões devolvem parte da energia para a superfície,impedindo que energias maiores incidam nos refletores maisprofundos.Estes fatores intrínsecos ao método provocam um decréscimoexponencial na amplitude do registro sísmico em função daprofundidade ou tempo de propagação.




Aquisição sísmica marítimatridimensional (3D)




Reagrupamento

Técnica CDP – reagrupamento dos pontos da mesmafamília para a análise das velocidades, as quais sãointerpretadas para a aplicação das correções dinâmicas.Estas correções subtraem os excessos de tempo noregistro de uma reflexão em função da disposiçãogeométrica de tiros e receptores.Após a correção os traços da mesma família sãosomados, resultando em um único traço representandoa geologia daquela posição.




Migração

Migração dos dados em tempo - tem a finalidade defocalizar os eventos em suas posições verdadeiras naescala vertical de tempo, com conseqüente atenuaçãodas difrações – figura.




Migração

Migração dos dados em profundidade – como o campode velocidades já é conhecido, é possível converter aescala vertical para metros usando algoritmosespecíficos para a chamada migração emprofundidade.

Na presença de fortes mergulhos geológicos osresultados são expressivos – figura.




Migração



Interpretação de dados sísmicos

As seções sísmicas finais, geralmente migradas naescala de tempo, são interpretadas para gerar os mapasestruturais, onde curvas de contorno representamisócronas de um determinado refletor – figura.

O refletor mapeado vai corresponder a umdeterminado evento geológico reconhecido através deamarração com poços - sismograma sintético.




Além da interpretação estrutural uma série de outrasfeições geológicas são reconhecidas através de padrõestípicos:

•histórico de deposição sedimentar;•variação lateral de fácies;•presença de domos de sal;•rochas intrusivas;•evolução estratigráfica;•Detecção direta de hidrocarbonetos através daanálise de anomalias de amplitude.




A interpretação das feições geológicas nas seçõessísmicas pode indicar situações favoráveis à acumulaçãode hidrocarbonetos.

Estas situações são analisadas em detalhe para eventualperfuração de um poço pioneiro.



Sísmica tridimensional (3-D)

A sísmica 3-D consiste em executar o levantamento dosdados sísmicos em linhas paralelas afastadas entre si dedistância igual à distância entre os canais receptores.

Dessa maneira todos os pontos em subsuperfície serãoamostrados como uma matriz de pontos – figura.




Os dados obtidos são processados, seguindobasicamente o roteiro utilizado nos dadosconvencionais 2-D.

Entretanto, o algoritmo de migração possui agora aflexibilidade de migrar eventos para a terceiradimensão, permitindo que eventos laterais presentesnas seções 2-D sejam migrados para suas respectivasposições verdadeiras em 3-D.




A reflexão do domo amarelo, quese encontra fora do planovertical da linha 6.

O evento permanece namigração 2-D, mas é atenuadona migração 3-D.



Sísmica tridimensional (3-D) – cubo de dados

Após o processamento, o conjunto de traços sísmicosconstituem o cubo de dados 3-D no qual se utilizamcódigos de cores para melhor visualização - figura.

A partir do cubo de dados 3-D é possível gerar seçõessísmicas verticais em qualquer direção, inclusivepassando por poços existentes na área.

Também é possível gerar várias seções paralelas emontá-las em uma seqüência dinâmica de imagens.




A partir do cubo de dados 3-D é possível gerar seçõessísmicas verticais em qualquer direção, inclusivepassando por poços existentes na área.

Também é possível gerar várias seções paralelas emontá-las em uma seqüência dinâmica de imagens.




O cubo de dados 3-D também pode ser entendidocomo camadas horizontais superpostas, onde adistância entre camadas corresponde ao intervalo deamostragem temporal da digitalização.

Estas camadas são chamadas de “time-slices” – figura.



Sísmica tridimensional (3-D) – Amplitudes

Os refletores interpretados e devidamente caracterizados atravésde correlações com poços vão constituir superfícies irregularesdentro do cubo de dados.

Geralmente essa superfície é visualizada pelo valor relativo deamplitude do refletor através do código de cores.

A amplitude de um refletor depende do coeficiente de reflexão,que por sua vez depende dos contrastes de impedância dosmeios envolvidos – figura.




Imagine uma rocha-reservatório constituída de arenito porosocontendo água, subjacente a uma rocha selante comcaracterísticas petrofísicas constantes.Nesse caso o mapa de amplitudes do topo do reservatóriomostraria valores constantes também.Se a água estiver deslocada por hidrocarbonetos, o arenito comóleo e/ou gás assumirá valores menores de impedância,alterando o contraste com a rocha selante, modificando aamplitude do refletor.Estas alterações podem ser detectadas nos mapas de amplitude,o que os tornou ferramentas valiosas na prospecção do petróleo,especificamente na detecção direta da presença dehidrocarbonetos – figura.




As cores roxo, vermelho e amarelo indicam a presença de hidrocarbonetos.




A seguinte equação só é válida para a incidência normal:

A análise da variação do coeficiente de reflexão de uma interfaceem função do ângulo de incidência (ou afastamento entre oponto de tiro e receptores - figura) é uma ferramenta valiosa nadetecção de hidrocarbonetos, pois a presença dos mesmos podeproduzir anomalias características de amplitude.

12

12

II

IIR

RT 1e

onde:R = coeficiente de reflexão;T = coeficiente de transmissão;I2 = impedância da camada inferior;I1 = impedância da camada superior.




Arenito

com água

Arenito

com gás




a - mapa de amplitudes extraído de um cubo 3-D, com as curvas de contorno estrutural;

b – anomalias em AVO correspondentes.




O estudo da variação de amplitude com o afastamento (AVO) temobtido um sucesso significativo na descoberto de novasacumulações de óleo e gás no Golfo do México e temapresentado relevante contribuição na caracterização dereservatórios já em produção.



Sísmica aplicada à perfuração e ao desenvolvimentoda produção

A sísmica também é utilizada na orientação espacial edirecionamento da perfuração.

Valores muito baixos de velocidade e de impedância sãocaracterísticos de rochas com alta porosidade, podendoconstituir-se em reservatórios de petróleo.




Com as estimativas de velocidade e densidade é possível obter estimativas da distribuição da porosidade ao longo de intervalos porosos de interesse.




Os resultados podem ser apresentados em mapas de porosidade.




Mapa de amplitudes – poços produtores aparecem como pontosavermelhados.

a- Mapa de amplitudes com isópacas (mesma espessura) estimadas a partirdo poço; b- isópacas reinterpretadas com apoio do mapa de amplitudes.



Sísmica 4-D

A sísmica 4-D nada mais é que a repetição da sísmica 3-D em grandes intervalos de tempo, mantendo-se asmesmas condições de aquisição e processamento.

Avalia-se a alteração na característica petrofísica doreservatório – devido à extração de fluidos, ou injeçãode água, gás ou outra atividade qualquer (atividades derecuperação).A combustão in situ e a injeção de vapor produzemuma frente de avanço, onde ocorre um aumento naproporção de gases e acréscimo de temperatura quepode ser monitorada pelo método sísmico.



Sísmica 4-D

Monitoramento de uma frente de combustão



Sísmica de poço

O poço de petróleo é uma amostra pontual dascaracterísticas da subsuperfície na área de pesquisa.

Algumas técnicas de pesquisa podem ser utilizadas paraobter informações da circunvizinhança de um poço.

Uma delas consiste na detonação de cargas explosivasna superfície e com o registro do tempo de chegada dasperturbações em receptores instalados em diferentesprofundidades dentro de um poço – figura.



Sísmica de poço

Sísmica de poço com afastamento lateral.

É uma aplicação idêntica ao sismograma sintético, muito mais precisa completa e onerosa.



Sísmica de poço



Sísmica de poço

Outra técnica consiste em instalar fontes dentro de umpoço e receptores dentro de outro poço adjacente.

Esse tipo de levantamento é denominado deTomografia Sísmica, pela similaridade com aplicaçõesna área médica.Usando a tomografia sísmica ou ‘sísmica poço-a-poço’ épossível monitorar as interferências do processoprodutivo no reservatório ao longo do tempo – tipo desísmica 4-D – figura.



Sísmica de poço



Sísmica de poço

Processo de injeção térmica – vapor – recuperação.O poço injetor está a direita e o produtor está aesquerda. Nessa seção as cores azuis são velocidadesde propagação e vermelhas representam velocidadesmais baixas.

Esse método permite definir a frente de calor emprocesso de injeção térmica.


Thomas, J. E., “Fundamentos de Engenharia do Petróleo”, editoraInterciência, 2ª edição, Rio de Janeiro, 2004.

Sobre pré-sal:www.petróleo.rj.gov.br

DRM/RJ -Departamento de Recursos MineraisRua Marechal Deodoro, 35124030-060 -Niterói –RJ

Sobre o marco regulatório – apresentação da Ministra DilmaVana Rousseff – 31/08/2009:http://www.imprensa.planalto.gov.br/exec/inf_detalhehora.cfm?cod=51676

Bibliografia

http://www.petróleo.rj.gov.br/









http://www.imprensa.planalto.gov.br/exec/inf_detalhehora.cfm?cod=51676

















definição_reservatório

Documents