eng. de planejamento - ind. petróleo e gás

CM - ENGENHEIRO DE PLANEJAMENTO

INDÚSTRIA DE PETRÓLEO E GÁS

Luiz Carlos L. Santos, Ph.D.Agosto / 2015

1. Introdução1.1. Definição

1.2. Histórico

2. Petróleo2.1. Constituintes

2.2. Classificação

2.3. Fatores que afetam o ºAPI

3. Gás Natural3.1. Constituintes

3.2. Composição

3.3. Classificação

3.4. Cadeia produtiva

ÍNDICE

4. Geologia de petróleo4.1. Origem do petróleo

4.2. Migração

4.3. Tipos de rochas

4.4. Armadilhas

5. Prospecção de petróleo5.1. Métodos geológicos

5.2. Métodos potenciais

5.3. Métodos sísmicos

ÍNDICE

6. Perfuração e completação de poços6.1. Sistema de sustentação de cargas

6.2. Sistema de geração e transmissão de energia

6.3. Sistema de movimentação de cargas

6.4. Sistema de rotação

6.5. Sistema de circulação

6.6. Sistema de segurança do poço

6.7. Sistema de monitoração

7. Intervenções em poços7.1. Workover

8. Reservatórios

8.1. Propriedades dos fluidos

ÍNDICE

8.2. Propriedades das rochas

8.3. Mecanismos de produção de reservatórios

8.4. Balanço de materiais em reservatórios de gás

8.5. Estimativa de reservas

8.6. Métodos de recuperação secundária

9. Métodos de elevação de petróleo9.1. Elevação natural

9.2. Elevação artificial

- Bombeio mecânico com hastes (BM);

- Bombeio por cavidades progressivas (BCP);

- Bombeio centrífugo submerso (BCS);

- Gas-lift contínuo (GLC) e intermitente (GLI).

ÍNDICE

10. Processamento primário

10.1. Tratamento do óleo

10.2. Tratamento do gás natural

10.3. Tratamento da água

11. Armazenamento e escoamento de petróleo

12. Destinação do petróleo e gás natural

ÍNDICE

1. INTRODUÇÃO

1.1. DEFINIÇÃO

Petróleo

Misturas de hidrocarbonetos que se apresentam na natureza em estado

sólido, líquido ou gasoso, dependendo das condições de pressão e

temperatura as quais estão submetidas.

Gás natural

Mistura de hidrocarbonetos que existe na fase gasosa ou em solução no

óleo, nas condições de reservatórios, e que permanece no estado gasoso

nas condições atmosféricas de pressão e temperatura.

1. INTRODUÇÃO

1.2. HISTÓRICO DO PETRÓLEO (MUNDO)• Tempos bíblicos: Exsudações naturais.

• 1859: Exploração comercial nos Estados Unidos (Cel. Drake - Pensilvânia).

Sistema de percussão – Poço com 21 metros de profundidade (2 m3/dia).

• 1900: Sistema rotativo – Anthony Lucas (Texas) – Poço com 354 metros de

profundidade. Marco importante na perfuração rotativa e na história do petróleo.

• 1945: Estados Unidos – Maior produtor do mundo.

• 1950: Estados Unidos – Metade da produção mundial. Exploração marítima.

1. INTRODUÇÃO

• 60`s: Abundância de petróleo no mundo. Oriente Médio (óleo) e União

Soviética (gás).

• 70`s: Elevação nos preços de petróleo. Reservas esgotadas nos EUA

resultando em avanços tecnológicos.

• 80`s e 90`s: Redução dos custos de exploração e produção. 1996 reservas

↑ 60% e custos ↓ 60% comparado aos 80`s.

• Hoje: Petroquímica – Diversos produtos utilizados.

1. INTRODUÇÃO

Cel Drake precursor.

Primeiro poço comercial

1. INTRODUÇÃO

1.3. HISTÓRICO DO PETRÓLEO (BRASIL)• 1858: Marquês de Olinda concede a José Barros Pimentel o direito de

extrair mineral betuminoso na província da Bahia.

• 1859: O inglês Samuel Allport observa o gotejamento de óleo em Lobato,

subúrbio de Salvador.

• 1891: Início de pesquisas relacionadas à petróleo, em Alagoas.

• 1897: Eugênio Ferreira Camargo – primeiro poço no município de Bofete

(SP): 488 metros de profundidade e 0,5 m3 de óleo.

• 1919: Criação do Serviço Geológico e Mineralólico do Brasil – 63 poços

perfurados sem sucesso.

1. INTRODUÇÃO

• 1938: Perfuração do poço DNPM-163 em Lobato (BA), pelo recém-criado

Departamento Nacional de Produção Mineral (DNPM).

• 1939: Marco importante para o desenvolvimento das atividades petrolíferas

no país com a descoberta de petróleo a 210 metros de profundidade, Lobato

(BA).

• 1941: Primeiro campo comercial, Candeias (BA).

• 1953: Criação da Petrobrás.

• 50`s: Descobertas dos campos de Tabuleiro dos Martins (AL) e Taquipe

(BA).

• 60`s: Descobertas dos campos de Carmópolis (SE) e Miranga (BA).

Primeira descoberta em mar (SE) – Campo Guaricema.

1. INTRODUÇÃO

• 70`s: Descoberta da província petrolífera da Bacia de Campos (RJ) –

Campo de Garoupa. Descoberta de petróleo na plataforma continental do RN

– Campo de Ubarana.

• 80`s: Petróleo em Mossoró (RN) – O que viria a se tornar a segunda maior

área produtora de petróleo do país. Descobertas dos campos gigantes de

Marlim e Albacora em águas profundas, Bacia de Campos (RJ). Descobertas

do Rio Urucu (AM).

• 90`s: Campos gigantes de Roncador e Barracuda, Bacia de Campos (RJ).

De 50`s (criação da Petrobrás) até 90`s a produção de petróleo

cresceu de 750 m3/dia para mais de 182.000 m3/dia.

1. INTRODUÇÃO

Limites de LDA adotados na Petrobras:

1. INTRODUÇÃO

FLUIDO DO RESERVATÓRIO

Óleo + Gás + Água + Sedimentos

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

2. PETRÓLEO

2.1. CONSTITUINTES

2. 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 parafínicos, isoparafínicos,

naftênicos e aromáticos.

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.

Hidrocarbonetos são compostos orgânicos formados em saturados,

insaturados e aromáticos.

Os hidrocarbonetos saturados, também denominados de alcanos ou

parafinas (do latim parafine “pequena atividade”, por serem comparativamente

inertes), são aqueles cujos átomos de carbono são unidos somente por ligações

simples e ao maior número possível de átomos de hidrogênio, constituindo

cadeias lineares, ramificadas ou cíclicas, interligadas ou não.

Os hidrocarbonetos insaturados, também denominados de olefinas ,

apresentam pelo menos uma dupla ou tripla ligação carbono-carbono.

Já os hidrocarbonetos aromáticos, também chamados de arenos ,

apresentam pelo menos um anel de benzeno na sua estrutura.

2. PETRÓLEO

Hidrocarbonetos parafínicos normais ou alcanos possuem a fórmula

geral CnH2n+2.

Os nomes dos alcanos são formados por um prefixo (especificando o

número de átomos de carbono) e do sufixo ano .

O mais simples deles é o metano, constituído por um átomo de carbono

ligado a quatro átomos de hidrogênio.

2. PETRÓLEO

Metano Etano Propano Butano

Exemplos de parafinas normais:

2. PETRÓLEO

Os hidrocarbonetos parafínicos podem apresentar ramificações em um

ou mais átomos de carbono e são também denominados de isoparafinas. Têm a

mesma fórmula geral dos alcanos normais.

Exemplos de isoparafinas:

2. PETRÓLEO

Em muitos hidrocarbonetos, os átomos de carbono são dispostos na

forma de anéis. Podem apresentar radicais parafínicos normais ou ramificados

ligados ao anel ou outro hidrocarboneto cíclico. Na indústria do petróleo são

conhecidos como naftênicos .

A nomenclatura utilizada é a mesma dos parafínicos, agora com o

prefixo ciclo .

2. PETRÓLEO

Exemplo de hidrocarbonetos naftênicos:

2. PETRÓLEO

Os hidrocarbonetos insaturados , dos quais os mais comuns são os

alcenos. Assim como para alcanos, o prefixo especifica o número de carbonos e

o sufixo é eno . Os alcenos possuem uma ligação dupla na cadeia.

Exemplos de alcenos:

2. PETRÓLEO

Os hidrocarbonetos aromáticos são constituídos por ligações duplas

que se alternam em anéis com seis átomos de carbono. O composto mais

simples é o benzeno.

Ao contrário dos compostos insaturados, o benzeno tem considerável

estabilidade e, devido ao seu pronunciado odor, todos os compostos que contêm

o anel benzeno são conhecidos como hidrocarbonetos aromáticos.

Tal como os naftênicos pode ocorrer a presença de aromáticos

formados por mais de um anel benzênico, que podem estar isolados,

conjugados ou condensados.

2. PETRÓLEO

Exemplo de hidrocarbonetos aromáticos:

2. PETRÓLEO

O petróleo contém apreciável quantidade de constituintes que possuem

elementos como enxofre, nitrogênio, oxigênio (chamados genericamente de

compostos NSO) e metais, principalmente níquel e vanádio.

Estes constituintes, considerados como impurezas, podem aparecer

em toda a faixa de ebulição do petróleo, mas tendem a se concentrar nas

frações mais pesadas tais como resinas e asfaltenos.

Resinas e asfaltenos são moléculas grandes, com alta relação

carbono/hidrogênio e presença de enxofre, oxigênio e nitrogênio (de 6,9 a

7,3%). A estrutura básica é constituída de 3 a 10 ou mais anéis, geralmente

aromáticos, em cada molécula.

2. PETRÓLEO

CONTAMINANTE: ELEMENTO QUÍMICO PRESENTE:

PREJUÍZO:

Compostos OrgânicosSulfurados

Enxofre (S) Corrosão, Toxidez, Poluição.

Compostos OrgânicosNitrogenados

Nitrogênio (N) Retenção de água emulsionada,

Contaminação de catalisadores, Alteração

da coloração de produtos finais.

Compostos OrgânicosOxigenados

Oxigênio (O) Acidez, Corrosividade, formação de gomas,

odor.

Compostos OrgânicosMetálicos

Metais (principalmente Ni e V) Agressão a materiais, Contaminação de

catalisadores.

2. PETRÓLEO

2. PETRÓLEO

COMPONENTES: PERCENTUAL:

Hidrogênio 11-14%

Carbono 83-87%

Enxofre 0,06-8%

Nitrogênio 0,11-1,7%

Oxigênio 0,1-2%

Metais Até 0,3%

Os óleos obtidos de diferentes reservatórios de petróleo possuem

características diferentes. Alguns são pretos, densos, viscosos, liberando

pouco ou nenhum gás, enquanto que outros são castanhos ou bastante

claros, com baixa viscosidade e densidade, liberando quantidade apreciável

de gás.

O petróleo contém centenas de compostos químicos, e separá-los em

componentes puros ou misturas de composição conhecida é praticamente

impossível. O petróleo é normalmente separado em frações de acordo com a

faixa de ebulição dos compostos.

A tabela a seguir mostra as frações típicas que são obtidas do

petróleo.

2. PETRÓLEO

Fração Temperatura de Ebulição

(ºC)

Composição aproximada

Usos

Gás Residual - C1 – C2 Gás combustível

Gás liquefeito de petróleo – GLP

Até 40 C3 – C4 Gás combustível engarrafado, uso doméstico e industrial.

Gasolina 40 – 175 C5 – C10 Combustível de automóveis, solvente.

Querosene 175 – 235 C11 – C12 Iluminação, combustível de aviões a jato.

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

Gasóleo pesado 305 – 400 C18 – C25 Combustível, matéria-prima para lubrificantes.

Lubrificantes 400 – 510 C26 – C38 Óleos lubrificantes.

Residuo Acima de 510 C38+ Asfalto, piche, impermeabilizantes.

2. PETRÓLEO

2. PETRÓLEO

2.2. CLASSIFICAÇÃO

Dependendo de sua densidade, os óleos são classificados pelo

American Petroleum Institute – API – em vários graus, sendo os com maior

graduação petróleos mais leves.

Como exemplo, um óleo de 17º API é pesado e um de 30º API é

mais leve.

Tipo OAPI

Alagoano 40

Sergipano mar 40

Baiano 39

Potiguar 33

Ceará 31

Albacora 30

Espírito Santo 28

Bicudo 26

Sergipano terra 26

Marlim 20

Árabe leve 33

Árabe pesado 28

Kirkuk-Iraque 36

2. PETRÓLEO

De um modo geral temos que:

– Petróleos pesados têm baixo grau API;

– Petróleos leves têm alto grau API;

– Quanto mais alto o grau API de um petróleo maior o seu valor de mercado.

2. PETRÓLEO

A classificação do petróleo, de acordo com seus constituint es,

interessa desde os geoquímicos até os refinadores.

Os geoquímicos visam caracterizar o óleo para relacioná-lo à rocha-

mãe e medir o seu grau de degradação.

Os refinadores querem saber a quantidade das diversas frações que

podem ser obtidas, assim como sua composição e propriedades físicas.

2. PETRÓLEO

Assim, os óleos parafínicos são excelentes para a produção de

querosene de aviação (QAV), diesel, lubrificantes e parafinas.

Os óleos naftênicos produzem frações significativas de gasolina, nafta

petroquímica, QAV e lubrificantes

Já os óleos aromáticos são mais indicados para produção de gasolina,

solventes e asfalto.

2. PETRÓLEO

2.3. FATORES QUE AFETAM O ºAPI

2. PETRÓLEO

• A idade geológica: as rochas antigas tendem a ter maior graduação;

rochas terciárias podem ter cerca de 40º API, como as do Mar do Norte.

• Profundidade do reservatório: quanto maior a profundidade, maior a

graduação.

• Tectonismo: altas graduações são mais comuns em regiões com muitas

tensões nas camadas geológicas.

• Salinidade: os reservatórios de origem marinha tendem a ter maiores

graduações do que os de origem de ambientes com água salobra ou fresca.

• Teor de enxofre: este teor é alto em óleos de baixa graduação.

3. GÁS NATURAL

� É a porção do petróleo que existe na fase

gasosa ou em solução no óleo, nas condições

de reservatório, e que permanece no estado

gasoso nas condições de superfície.

� Principal fonte alternativa para a ampliação da

matriz energética.

� Aplicado em indústria, gás domiciliar e

termoelétrica.

3. GÁS NATURAL

� Trata-se essencialmente de hidrocarbonetos saturados com no máximo

doze átomos de carbonos, assim como o dióxido de carbono, o nitrogênio,

o gás sulfídrico, o hidrogênio, o hélio e o argônio.

� Os átomos de carbono estão conectados através de ligações simples,

duplas ou triplas, com estruturas moleculares lineares (parafinas), cíclicas

(naftênicos) e aromáticas.

� As diferenças em suas propriedades físicas são explicadas pela

quantidade relativa de cada série e de cada componente individual.

3.1. CONSTITUINTES

3. GÁS NATURAL

Hidrocarbonetos parafínicos (alcanos):

3. GÁS NATURAL

Hidrocarbonetos naftênicos (ciclo-alcanos):

3. GÁS NATURAL

Hidrocarbonetos aromáticos:

3. GÁS NATURAL

� Diferentemente do petróleo com grande diversidade de hidrocarbonetos, o

gás natural é uma mistura constituída predominantemente por

hidrocarbonetos parafínicos e de contaminantes não-hidrocarbonetos.

Elementos (%) em peso

Carbono 83,9 – 86,8

Hidrogênio 11,4 – 14,0

Enxofre 0,1 – 7,0

Nitrogênio 0,01 – 1,0

Oxigênio 0,06 -0,5

Metais (Fe, Ni, V, etc) 0,30

3. GÁS NATURAL

Fórmula química Abreviatura Nome

CH4 C1 Metano

C2H6 C2 Etano

C3H8 C3 Propano

C4H10 C4 (i, n) Butano

C5H12 C5 (i, n) Pentano

C6H14 C6 Hexanos

C7H16 C7 Heptanos

C8H18 C8 Octanos

C9H20 C9 Nonanos

C10H22 C10 Decanos

C11H24 C11 Undecanos

C12H26 C12 Dodecanos

Hidrocarbonetos do gás natural:

Estes hidrocarbonetos tem como características comuns o fato de serem incolores, inodoros e inflamáveis.

3. GÁS NATURAL

Não-hidrocarbonetos do gás natural:

Esses contaminantes causamincrustações, entupimentos,corrosão e poluição.

Fórmula química Nome

N2 Nitrogênio

CO2 Gás carbônico

H2O Água

H2S Gás sulfídrico

COS Sulfeto de carbonila

CS2 Dissulfeto de carbono

R-SH Mercaptans

Hg Mercúrio

He Hélio

Ar Argônio

O2 Oxigênio

H2 Hidrogênio

3. GÁS NATURAL

Enxofre elementar depositado a jusante de regulador de pressão (PACK, 2005).

3. GÁS NATURAL

Corrosão com ocorrência de pite. (Boivin e Oliphant, 2011).

3. GÁS NATURAL

3.2. COMPOSIÇÃO

A composição do gás natural é a descrição de seus componentes

com as respectivas quantidades relativas.

A composição química do gás natural é apresentada na forma de

porcentagem volumétrica (ou quantidade de matéria) para todos os seus

componentes.

3. GÁS NATURAL

A tabela abaixo mostra algumas composições típicas de gás natural

encontrados no Brasil.

3. GÁS NATURAL

Por outro lado, a composição do gás natural sofre variações de acordo com o

gás produzido.Ci Associado

(RN)Não-associado

(BA)

C1 77,18 85,48

C2 10,66 8,26

C3 5,04 3,06

iC4 0,66 0,47

nC4 1,31 0,85

iC5 0,30 0,20

nC5 0,37 0,24

C6 0,32 0,21

C7+ 0,38 0,06

N2 1,46 0,53

CO2 2,42 0,64

3. GÁS NATURAL

Geralmente, a composição química do gás natural também pode sofrer

variações conforme a classificação do reservatório: gás seco e gás úmido ou

gás condensado.

3. GÁS NATURAL

3.3. CLASSIFICAÇÃOOs diferentes tipos de gás são classificados de acordo com natureza das

fases nas condições de reservatório e de superfície mediante diagramas de

fases.

3. GÁS NATURAL

Gás seco

Gás úmido

3. GÁS NATURAL

A partir de uma análise cromatográfica capaz de quantificar as frações

molares (volumétricas) dos componentes pode-se definir o conceito de

riqueza do gás natural (soma dos C3+), maior valor comercial.

Riqueza do gás natural:

Gás rico: C3+ maior que 7% vol.

Gás pobre: C3+ menor que 7% vol.

3. GÁS NATURAL

3.4. CADEIA PRODUTIVA

� Segundo as definições contidas na Portaria ANP nº. 104, a cadeia

produtiva de gás natural é um conjunto de atividades de produção

transporte, comercialização, processamento, distribuição e utilização do

gás natural que funcionam de forma integrada, com um sequenciamento

lógico de atividades.

� A movimentação do gás natural, desde a fonte de matéria-prima até o

consumo final do produto, permite a visualização das inter-relações das

diversas etapas, gerando claramente a agregação de valor até a

conclusão do ciclo.

3. GÁS NATURAL

� O gás natural é movimentado por vários atores da cadeia produtiva, desde

a área de produção até as redes de distribuição das empresas

concessionárias.

3. GÁS NATURAL

Produção:

• O processo de produção do gás natural é influenciado pelo tipo de gás

produzido (gás associado, gás não-associado) no que tange as

condições operacionais de tratamento primário.

• Nas áreas de produção, o gás pode ser utilizado para diversos fins

(elevação, recuperação, eletricidade, etc.).

Condicionamento:

• O gás natural produzido necessita de um tratamento primário para

garantir a sua adequação à especificação requerida (campo produtor,

centros processadores).

3. GÁS NATURAL

Transferência:

• O gás natural condicionado é transferido dos campos de produção

para as UPGNs através de dutos (submarinos e/ou terrestres) de

grande extensão.

Processamento:

• Nas unidades industriais, conhecidas como UPGN, o gás é separado

da fase líquida, desidratado, resfriado e fracionado em produtos

especificados (GN, GLP, etc.) para a venda ao consumidor final.

3. GÁS NATURAL

Transporte:

• Das UPGNs, o gás natural é transportado em fase gasosa através de

gasodutos de alta pressão (mais usual) ou em cilindros de alta pressão

(gás natural comprimido) e em fase líquida (gás natural liquefeito) por

meio de navios.

Armazenamento:

• Embora não seja uma etapa muito difundida no Brasil, o gás natural

pode ser armazenado em poços de petróleo exauridos ou em cavernas

adaptadas.

3. GÁS NATURAL

Distribuição:

• É caracterizada pela entrega do gás devidamente especificado ao

consumidor final (residencial, comercial, industrial ou automotivo)

mediante gasodutos de baixa pressão.

4. GEOLOGIA DE PETRÓLEO

4.1. ORIGEM DO PETRÓLEOO petróleo é um combustível fóssil, originado da decomposição não-

oxidante de matéria orgânica armazenada em sedimentos, que migra através

de aquíferos e fica aprisionado em reservatórios.

O tipo de hidrocarboneto gerado, óleo ou gás, é determinado pela

constituição da matéria orgânica original e pela intensidade do processo

térmico atuante sobre ela:

�A matéria orgânica proveniente do fitoplâncton, quando submetida a

condições térmicas adequadas, pode gerar hidrocarboneto líquido.

�O processo atuante sobre a matéria orgânica vegetal lenhosa poderá ter

como consequência a geração de hidrocarbonetos gasosos.


Admitindo um ambiente apropriado, após a incorporação da matéria

orgânica ao sedimento dá-se aumento de carga sedimentar e de temperatura,

começando, então, a se delinear o processo que passa pelos seguintes estágios

evolutivos:


4.2. MIGRAÇÃO

Rocha capeadora

Rocha geradora

Rocha reservatório

mig

raçã

o

mig

raçã

o

Esta “migração” ainda é um assunto que gera certa polêmica entre os

geólogos; no entanto, o que se percebe é que o petróleo é expulso da rocha

onde foi gerado, talvez pelo microfraturamento já observado nas rochas

geradoras ou devido às altas pressões de compactação existentes.


4.3. TIPOS DE ROCHASA ausência de qualquer

um desses elementos

impossibilita a existência

de uma acumulação

petrolífera.

Logo, a existência de

uma bacia sedimentar

não garante, por si só,

a presença de jazidas

de petróleo .


•Porosidade absoluta

•Porosidade efetiva

•Porosidade primária

•Porosidade secundária

Rocha reservatório: Porosa e permeável (arenitos e calcarenitos e todas as

rochas sedimentares dotadas de porosidade intergranular).


Porosidade absoluta:

Porosidade efetiva:

total

vazios

V

V=φ

total

tadosinterconec vazios

V

V=φ


Porosidade primária:

Se desenvolveu durante a deposição do material sedimentar (transporte,

deposição e compactação).

Porosidade secundária:

É resultante de alguns processos geológicos subseqüentes à conversão dos

sedimentos em rochas.

Admita uma situação hipotética em que a rocha seja composta por grãos

esféricos do mesmo diâmetro e arranjados em forma de um cubo, conforme

figura abaixo.

R

4R

Qual a porosidade?

Exercício 1:


333 5,303

48)4( RRRVVV esferacubop =

−=−= π

364RVV cubot ==

476,064

5,303

3

===R

R

V

V

t

pφ

total

vazios

V

V=φTemos que:

Se as esferas possuem raios iguais a R, em um cubo de aresta 4R existem

oito esferas. Desta forma:

e,

Logo:

%6,47=φou,

Este é o maior valor possível de porosidade para grãos de mesmo diâmetro.


Rocha selante: Baixa permeabilidade (evaporitos (sal) e os folhelhos).

Não havendo a presença de uma rocha selante e de uma armadilha (trapa),

o petróleo não se acumularia, e continuaria seu fluxo rumo a áreas de menor

pressão, culminando em exsudações ou perda por degradação bacteriana e

oxidação.


4.4. ARMADILHAS


Armadilha estrutural:

• Mais comum

• Compressão horizontal

Ex: Bacia do Recôncavo e Bacias costeiras.


Armadilha estratigráfica: Compressão vertical. Ex: Bacia do Recôncavo

(Formação Candeias), Bacia do Ceará.

Armadilha combinada ou mista: Estruturais e estratigráficos. Ex: Bacia

Potiguar.

De um modo geral temos que:

– O petróleo inicialmente é gerado no interior da rocha geradora;

– Em seguida ocorre a migração para a rocha reservatório;

– Por fim, para que haja uma acumulação comercialmente interessante, é

necessário a presença de rocha selante e trapas ou armadilhas para aprisionar o

petróleo na rocha reservatório.


Estratificação de fluidos no reservatório.

Gás

ÓleoÁgua


É a etapa que precede a perfuração do primeiro poço exploratório.

Consiste em métodos e técnicas específicas para identificar áreas com

potencial acúmulo de hidrocarbonetos.

Envolve os profissionais geólogos e geofísicos.

5. PROSPECÇÃO DE PETRÓLEO

• Objetivos da prospecção:

- Localizar dentro de uma bacia sedimentar as situações geológicas

que tenham condição para a acumulação de petróleo;

- Verificar qual, dentre estas situações, possui mais chance de conter

petróleo.


• Métodos geológicos:

- Geologia de superfície;

- Aerofotogrametria e fotogeologia;

- Geologia de subsuperfície.

• Métodos potenciais:

- Gravimetria;

- Magnetometria.

• Métodos sísmicos:

- Reflexão.



5.1. MÉTODOS GEOLÓGICOS

Geologia de superfície:

• Construção de mapas geológicos;

• Descarte das áreas compostas por rochas ígneas e metamórficas;

• Descarte de pequenas bacias com estrutura sedimentar muito pequena.

Aerofotogrametria:

• Construção de mapas base ou topográficos;

• Avião voando com altitude, direção e velocidade constantes;

Fotogeologia:

• Determinação das feições geológicas;

• Variação da cor do solo, configuração de rios e drenagem na região.

� Imagens de radar e imagens de satélite.


Interpretação fotogeológica



Geologia de subsuperfície:

- Dados geológicos obtidos em um poço exploratório:

• Descrição das amostras de rochas recolhidas durante a perfuração;

• Estudo das formações perfuradas e sua profundidade;

• Construção de mapas e seções estruturais;

• Identificação de fósseis presentes nas amostras de rochas.


5.2. MÉTODOS POTENCIAIS

• Método indireto de prospecção;

• Visa o reconhecimento e o mapeamento de grandes estruturas geológicas

que não aparecem na superfície;

• Gravimetria;

• Magnetometria.


Gravimetria:

• Mede as variações de densidade em subsuperfície;

• Permite fazer estimativas de espessura de sedimentos em uma bacia

sedimentar.

Magnetometria:

• Tem como objetivo medir pequenas variações na intensidade do campo

magnético terrestre, conseqüência da distribuição irregular de rochas

magnetizadas em subsuperfície.


5.3. MÉTODOS SÍSMICOSMétodo sísmico de reflexão:

• É o método de exploração mais utilizado atualmente na indústria do

petróleo, destaca-se pelo alto grau de eficiência, a um custo relativamente

baixo;

• Mais de 90% dos investimentos em prospecção são aplicados em sísmica

de reflexão;

• Por este método obtém-se excelente definição da formação geológica da

subsuperfície, permitindo a análise da probabilidade do acúmulo de

hidrocarbonetos.


Método sísmico de reflexão (em terra):

• Pulsos eletromagnéticos (geofones);


• Dispositivo mecânico montado sobre caminhões para produzir as ondassonoras.


Método sísmico de reflexão (em mar):

• Pulsos de pressão (hidrofones).


Características do processo exploratório:

• As seções sísmicas são interpretadas gerando mapas. À partir dessesmapas são identificados os locais mais propícios para se encontrar umaacumulação de petróleo, as chamadas oportunidades exploratórias;

• Oportunidades exploratórias se aprovadas, geológica (robustez técnica) eeconomicamente (robustez econômica), geram prospectos exploratórios;

• Prospectos exploratórios quando perfurados tornam-se poços exploratórios.

6. PERFURAÇÃO E COMPLETAÇÃO DE POÇOS

A perfuração de um poço de petróleo, em terra (onshore) ou no mar

(offshore), é um trabalho contínuo e que só se conclui ao ser atingida a

profundidade final programada pelos estudos geológicos.

A perfuração de um poço e realizada através de uma sonda de

perfuração onde, o método rotativo é o mais utilizado.

No método rotativo a rocha é cortada por ação de uma broca que vai

acoplada à extremidade inferior da coluna de perfuração. Os cascalhos

(pedaços de rocha) oriundos da ação cortante da broca são trazidos para a

superfície, carreados pelo fluido de perfuração (comumente chamado de

lama).


POÇO PIONEIRO

Primeiro poço em uma área envolvendoaltos custos e riscos, cuja locação deve sercriteriosamente analisada.


A perfuração é feita

utilizando-se uma estrutura

metálica, torre ou mastro, de 30

a 40 metros de altura, assim

como de seus equipamentos

auxiliares, tais como: bombas de

lama; colunas de tubos e

comandos; tanques de lama, de

diesel, de cimento e outros mais.

Esquema típico de uma sonda rotativa.


Equipamentos da sonda de perfuração:

1. Sistema de sustentação de cargas;

2. Sistema de geração e transmissão de energia;

3. Sistema de movimentação de carga;

4. Sistema de rotação;

5. Sistema de circulação;

6. Sistema de segurança do poço;

7. Sistema de monitoração.

6.1. SISTEMA DE SUSTENTAÇÃO DE CARGAS


- Torre ou mastro

- Subestruturas

- Estaleiros

- Fontes de energia Motores diesel (frequente)

Turbinas a gás (marítima)

Energia elétrica (tempo elevado)


6.2. SISTEMA DE GERAÇÃO E TRANSMISSÃO DE ENERGIA


6.3. SISTEMA DE MOVIMENTAÇÃO DE CARGASPermite movimentar as colunas de perfuração, de revestimento e outros

equipamentos:

Bloco de coroamento

Guincho

Catarina

Cabo de perfuração

Gancho


- Guincho: Movimentação de cargas

Frenagem


- Bloco de coroamento:

• É um conjunto estacionário de 4 a 7 polias localizado na parte superiorda torre ou mastro, por onde passa o cabo de perfuração. Suporta todasas cargas aplicadas na torre.


- Cabo de perfuração:

• É um cabo de aço trançado em torno de um núcleo, sendo que cadatrança é formada por diversos fios de pequeno diâmetro de aço especial.


- Catarina e gancho:

• Catarina (travelling block) é um conjunto de 3 a 6 polias por onde passa ocabo de perfuração. O gancho é um corpo cilíndrico fixado na parteinferior da catarina, na qual contém um sistema para amortização dascargas suspensas.


6.4. SISTEMA DE ROTAÇÃOMesa rotativa; Kelly; Cabeça de injeção / Swivel:

Mesa rotativa

Cabeça de injeção / Swivel

Sistema alternativo de rotação:- Top drive- Motor de fundo


- Mesa rotativa:

• Transmite rotação à coluna de perfuração e permite o livre deslizamentodo Kelly.


- Kelly:

• Quadrada: usado em terra• Hexagonal: usado em mar (maior resistência)


- Cabeça de injeção / Swivel:

• Separa os elementos rotativos dos estacionários• Usado para injetar os fluidos de perfuração


Sistema alternativo de rotação:

-Top drive: Elimina o uso da mesa rotativa e do KellyPoços de alta inclinação ou horizontais

-Motor de fundo: Situado acima da brocaPerfuração de poços direcionais


6.5. SISTEMA DE CIRCULAÇÃO

São equipamentos que permitem a circulação e o tratamento do fluido de

perfuração:

- Fase de injeção

- Fase de retorno

- Fase de tratamento


- Fase de injeção:

• O fluido é succionado pelasbombas de lama (Bombasem paralelo na fase inicial.Posteriormente, apenas umabomba).

- Fase de retorno:

• Tem início com a saída dofluido de perfuração nos jatosda broca e termina ao chegarna peneira vibratória.


- Fase de tratamento:

• Consiste na eliminação de sólidos ou gás que se incorporam ao fluido deperfuração.

Silte: Substância mineral, cujas partículas são mais finas que grãos de areia emaiores que partículas de argila, depositada como sedimento.


6.6. SISTEMA DE SEGURANÇA DO POÇOCabeça de poço e preventores: possibilitam o fechamento e controle do

poço.

• Controle primário: exercido pela densidade da lama cuja pressãohidrostática deve ser mantida superior a pressão das formações;

• Controle secundário: fechamento da valvas de segurança (preventores) nasuperfície, vedando o espaço anular. A restauração do controle primário só éconseguido através da circulação de um fluido de perfuração de altadensidade.

• Controle terciário: Caso o controle do poço a nível secundário não possaser mantido o controle da formação só pode ser conseguindo através demedidas especiais.


6.7. SISTEMA DE MONITORAÇÃO

São equipamentos necessários ao controle da perfuração.

- Indicadores: indicam o valor do parâmetro em consideração (indicador de

peso no gancho e sobre a broca; manômetros; torquímetro; tacômetros);

- Registradores: traçam curvas dos valores medidos (taxa de penetração

da broca; desgaste da broca).


Colunas de perfuração:

• Responsável direta por transferir

energia à broca para cortar as

diversas formações rochosas.


Principais componentes:

1. Comandos;

2. Tubos pesados;

3. Tubos de perfuração;

4. Acessórios da coluna de perfuração;

5. Ferramentas de manuseio da coluna.


1. Comandos (Drill Collars – DC): São elementos tubulares fabricados em

aço forjado e usinados. Devido sua grande espessura de parede,

possuem alto peso linear.

Principais funções:

• Fornecer peso sobre a broca;

• Prover rigidez a coluna.


2. Tubos pesados (Heavy-Weight Drill Pipes - HWDP): São elementos

tubulares fabricados em aço forjado e usinados.

Principal função:

• Promover uma transição de rigidez entre os comandos e os tubos de

perfuração, diminuindo a possibilidade de falha por fadiga.


3. Tubos de perfuração (Drill Pipes - DP): São tubos de aço sem costura,

tratados internamente com aplicação de resinas para diminuição do

desgaste interno e corrosão.

Possui nas suas estremidades as conexões cônicas conhecidas como

tool joints, que são soldadas no seu corpo.


4. Acessórios da coluna de perfuração:

- Substitutos (Subs): São pequenos tubos que desempenham várias

funções de acordo com suas características.

• Sub de içamento;

• Sub de broca;

• Sub de cruzamento.


- Estabilizadores: são incorporados à coluna de perfuração, entre os

comandos ou sobre a broca, com a finalidade de dar estabilidade à

coluna de perfuração.


5. Ferramentas de manuseio da coluna: São usadas para conectar e

desconectar os vários elementos da coluna.

- Chaves flutuantes: tem a função de

fornecer o torque necessário ao aperto e

desaperto das uniões cônicas da coluna.


- Cunhas: são usadas durante as conexões dos tubos de perfuração e

comandos. Mantêm a coluna de perfuração totalmente suspensa na mesa

rotativa.


- Colar de segurança: evita a queda da coluna no poço em caso de

deslizamento pelas cunhas. É colocado próximo ao topo da coluna de

comando.


Brocas:

São equipamentos que têm a função de promover a ruptura e

desagregação das rochas ou formações. As brocas de perfuração são um

dos itens mais onerosos na perfuração de um poço de petróleo. Logo,

torna-se necessário o estudo muito cuidadoso, para a otimização de sua

utilização.

Classificação:

• Brocas sem partes móveis

• Brocas com partes móveis


- Integral de lâminas de aço ou brocas rabo de peixe (Fish Tail):

• Primeiras brocas a serem usadas (lâminas de aço);

• Perfuração por cisalhamento;

• Orifícios que dão passagem ao fluido do interior da coluna para o poço;

• A vida útil de sua estrutura é muito curta.


- Brocas de diamantes naturais:

• Utilizada em formações duras ou em testemunhagem;

• Perfuração por esmerilhamento;

• Espaço para a circulação do fluido de perfuração (limpeza do poço e

resfriamento dos diamantes);

• O tamanho e a quantidade de diamantes determinam sua aplicabilidade.


• PDC (Polycrystalline Diamond Compact):

composta por uma camada fina de partículas de

diamantes aglutinados com cobalto, fixada a

outra camada composta de carbureto de

tungstênio;

• TSP (Thermally Stable Polycrystalline): por não

ter cobalto, resistem mais ao calor.

- Brocas de diamantes artificiais (perfuração por cisalhamento): O tamanho

e a quantidade de cortadores determinam sua aplicabilidade. São

manufaturadas uma a uma dando uma maior flexibilidade no projeto.


Brocas com partes móveis: ações de raspagem, lascamento,

esmagamento e erosão.

• Estrutura cortante: brocas dentes de aço e brocas de insertos de

tungstênio.


Fluidos de perfuração:

São misturas complexas de sólidos, líquidos, produtos químicos e, por vezes,

até gases.


• Limpar o fundo do poço;

• Evitar kicks e estabilizar as paredes do poço;

• Resfriar e lubrificar a coluna de perfuração e a broca.


Características:

• Ser estável quimicamente;

• Estabilizar as paredes do poço, mecânica e quimicamente;

• Facilitar a separação dos cascalhos na superfície;

• Manter os sólidos em suspensão quando estiver em repouso;

• Ser inerte em relação a danos às rochas produtoras;

• Aceitar qualquer tratamento, físico e químico;

• Ser bombeável;

• Apresentar baixo grau de corrosão e de abrasão em relação à coluna de

perfuração e demais equipamentos do sistema de circulação.


1. Propriedades dos fluidos de perfuração

• Densidade: Sólidos perfurados, d = 2,60

↑ baritina (BaSO4), d = 4,25

↓ Água (H2O), d = 1 ou Óleo diesel, d = 0,82

• Parâmetros reológicos: ex. Viscosidade (vel. de transporte dos cascalhos);

• Forças géis: Estado semi-rígido quando em repouso e estado de fluidez

quando em movimento;


• Teor de sólidos: Deve ser mantido no mínimo possível. ↑ densidade,

viscosidade e forças géis, desgaste dos equipamentos de circulação, fratura

das formações, prisão da coluna e redução da taxa de penetração.

• Concentração hidrogeniônica – pH: Intervalo alcalino baixo (7 a 10). Reduzir

a taxa de corrosão dos equipamentos e evitar a dispersão das formações

argilosas.


2. Classificação dos fluidos de perfuração

• Fluidos à base de água;

• Fluidos à base de óleo;

• Fluidos à base de ar ou de gás.


Operações normais de perfuração:

• Alargamento e repassamento: Utilização de uma broca de maior diâmetro

ou um alargador situado acima da broca.

• Conexão:


• Circulação: Consiste em se manter a broca pouco acima do fundo do poço

e apenas circular o fluido de perfuração para remover os cascalhos.

• Manobra:


Revestimento de um poço de petróleo: Constituído de tubos de aço

especial. São partes essenciais dos poços, tanto na perfuração quanto na

produção.


Funções das colunas de revestimento:

� Prevenir o desmoronamento das paredes do poço;

� Evitar contaminação da água potável;

� Permitir o retorno do fluido de perfuração;

� Impedir a migração de fluidos das formações;

� Sustentar os equipamentos de segurança de cabeça de poço;

� Alojar os equipamentos de elevação artificial;

� Confinar a produção ao interior do poço.


Características essenciais das colunas de revestimento:

� Ser estanque;

� Ter resistência compatível com as solicitações;

� Ter dimensões compatíveis com as atividades futuras;

� Ser resistente à corrosão e à abrasão;

� Apresentar facilidade de conexão;

� Ter a menor espessura possível.

Classificação das colunas de revestimento:

� Condutor: É o primeiro revestimento (10 a 50m). Finalidade de sustentar

sedimentos não consolidados;

� Revestimento de superfície: Visa proteger os horizontes superficiais de água

e prevenir desmoronamento de formações inconsolidadas (100 a 600m);

� Revestimento intermediário: Finalidade de isolar e proteger zonas de alta ou

baixa pressão, formações desmoronáveis, formações com fluidos corrosivos

ou contaminantes de lama (1000 a 4000m);



� Revestimento de produção: Permite a produção do poço, suportando suas

paredes e possibilitando o isolamento entre os vários intervalos produtores;

� Liner: Coluna curta de revestimento que cobre apenas a parte inferior do

poço;

� Tie back: Completação de uma coluna de liner até a superfície.


• Cimentação de poços de petróleo: consiste na mistura de cimento com

água e aditivos químicos e na sua injeção no poço.


� Isolar e suportar o revestimento;

� Proteger o revestimento da corrosão causada pela água e/ou gás da

formação;

� Evitar blowouts devido ao isolamento do anular entre formação e

revestimento;

� Evitar movimentação de fluidos entre zonas diferentes.


Tipos de cimentação:

- Primária: É aquela realizada logo após a descida da coluna de

revestimento.

- Secundária: Também denominada cimentação sobre pressão (squeeze). É

o processo através do qual o cimento é forçado através de orifícios aberto

no revestimento (canhoneios) preenchendo falhas ou completando o

isolamento de zonas produtoras.


Acessórios de cimentação:

� Sapata: Colocada na extremidade da coluna, serve de guia para a

introdução do revestimento no poço. Impede que a pasta retorne ao interior do

revestimento;

� Colar: Posicionado 2 a 3 tubos acima da sapata, o colar serve para reter os

tampões de cimentação;

� Tampões: Os tampões são feitos de borracha e auxiliam na cimentação;

� Centralizadores: Peças fixadas externamente à coluna de revestimento.


Operações especiais de perfuração:

Definições:

Kick: Influxo controlável de fluido para o poço;

Blowout: Influxo incontrolável de fluido para o poço;

Causas de ocorrência do kick:

� Peso da lama insuficiente;

� Abastecimento incorreto do poço durante a manobra.


Indícios de kick:

-Aumento do volume nos tanques de lama;

-Aumento da vazão de retorno;

-Diminuição da pressão de bombeio e aumento da velocidade da bomba;

-Poço aceitando menos lama que o volume de aço retirado.

Controle do poço em kick:

-Circulação do fluido invasor para fora do poço;

-Elevação do peso da lama.


• Pescaria: Recuperação ou liberação do “peixe”.

Pescaria de pequenos objetos:

-Magneto: Pode ser decido a cabo ou conectado na extremidade da coluna;

-Subcesta: Semelhante a um substituto, com compartimento para retenção

de pequenos fragmentos metálicos.

Pescaria de elementos tubulares: Coluna de pescaria contendo uma

ferramenta agarradora.

Pescaria de ferramentas descidas a cabo: Uso de arpão com uma coluna de

tubos de perfuração.


• Testemunhagem: Processo de obtenção de uma amostra real de rocha de

subsuperfície.

Testemunhagem com barrilete convencional: Uso de brocas vazadas;

Testemunhagem a cabo: Uso de cabo;

Testemunhagem lateral: Uso de canhões (formação já perfurada).


Perfuração direcional:

• Controle da verticalidade em poços verticais: A rigor não existem poços

verticais. Porém, os desvios devem ser quantificados e, se ultrapassarem

certos limites de inclinações, normalmente 5, ações corretivas devem ser

implementadas.

Causas:

� Variação das características das formações;

� Mudança brusca no peso sobre a broca;

� Perfuração com coluna não estabilizada.


Perfuração de poços direcionais:

A técnica da perfuração direcional, visa o desvio intencional do poço para

atingir um determinado alvo prefixado. Consiste em escolher, projetar e

executar a trajetória de um poço inclinado ou horizontal, bem como indicar os

parâmetros compatíveis com a trajetória escolhida.


Finalidade de perfuração de poços direcionais:

Atingir locais inacessíveis para a perfuração convencional; Por exemplo: uma

zona habitada, uma salina, a base de uma montanha, etc.


Perfurar diversos poços a partir de uma mesma alocação, no mar ou em

terra.


Desviar lateralmente um poço obstruído (side track) ou por motivo de ordem

técnica.


Perfurar poços de alívio para interceptar um poço em erupção.


Perfurar poços horizontais, multilaterais e de grande afastamento lateral para

fins de desenvolvimento de uma jazida.


• Elementos e planejamento de um poço direcional: Profundidade do ponto

de desvio ou KOP (kick-off point); afastamento horizontal; direção locação-

objetivo; profundidade vertical final e inclinação do trecho reto.


• Instrumentos de orientação:

• Operação de desvio: A coluna é descida no poço e orientada para a direção

desejada.


Perfuração marítima:

• Tipos de unidades:

- Plataformas fixas;

- Plataformas auto-eleváveis;

- Plataformas submersíveis;

- Plataformas flutuantes.


- Plataformas fixas:

� Primeiras unidades utilizadas;

� Lâminas de água de até 300m;

� Responsáveis por grande parte do

petróleo produzido no mar;

� Alto custo;

� Poço vertical e poços horizontais.


- Plataformas auto-eleváveis:

� Pernas acionadas mecânica ou

hidraulicamente;

� Lâminas de água de 5 a 130m;

� Operações semelhantes às

realizadas em terra (estabilidade);

� Operações de elevação e

abaixamento são críticas (sofrem

influências do tempo e do mar).


- Plataformas submersíveis:

� Estrutura montada sobre flutuador;

� Águas calmas, rios e baías com pequena lâmina d’água;

� Utilização limitada devido a pequena capacidade de lâmina d’água.


- Plataformas flutuantes:

� Semi-submersível ou navios sonda;

� Sistema de ancoragem e sistema de posicionamento dinâmico;

� Grande mobilidade. Preferidas para perfuração de poços exploratórios.


Avaliação de formações:

� Atividades e estudos que visam definir em termos qualitativos e

quantitativos o potencial de uma jazida petrolífera;

� Capacidade produtiva e a valoração das suas reservas de óleo e gás.

A avaliação das formações baseia-se principalmente:

• Na perfilagem a poço aberto;

• No teste de formação a poço aberto;

• Nos testes de pressão a poço revestido;

• Na perfilagem de produção.


� Com base na análise dos perfis, decide-se quais intervalos do poço são de

interesse econômico potencial para se executar os testes de formação. Se

não houver intervalos de interesse o poço é abandonado.

� Apesar dos indícios obtidos durante a perfuração e a perfilagem indicarem

a presença de hidrocarbonetos na formação, isto não significa que possam

ser produzidos economicamente.

� Somente o teste de formação (isto é, somente a colocação do poço em

fluxo) poderá confirmar, com segurança, a presença de hidrocarbonetos

na formação e fornecer dados a respeito das condições de fluxo nas

imediações do poço.


Completação:

� Processo realizado após a perfuração, com a finalidade de deixar o poço

em condições de operar, de forma segura e econômica, durante toda a

sua vida produtiva;

� Conjunto de operações destinadas a equipar o poço para produzir óleo ou

gás (ou ainda injetar fluidos nos reservatórios).

Completação seca:

Também chamada de completação convencional, é o processo onde a

cabeça do poço fica na superfície (em terra) ou apoiada em uma plataforma

fixa (em mar – águas rasas).

Completação molhada:

Neste caso, a cabeça do poço fica no fundo do mar, completando-se com

árvore de natal molhada.

Tipos de completação:

• Quanto ao posicionamento da cabeça do poço:



• Quanto ao revestimento de produção:

A poço aberto:

É utilizada somente em formações muito bem consolidadas, com pouco risco

de desmoronamento.

Suas principais vantagens são a maior área aberta ao fluxo e a redução dos

custos do revestimento e do canhoneio.

Com liner rasgado ou canhoneado:

Neste caso, o liner pode ser descido previamente rasgado, posicionando os

tubos rasgados em frente às zonas produtoras.


Com revestimento canhoneado:

O revestimento é canhoneado nas zonas produtoras colocando o

reservatório produtor em comunicação com o interior do poço.


• Quanto ao número de zonas explotadas:

Simples:

Ocorre quando uma única tubulação metálica é descida no interior do

revestimento de produção, da superfície até próximo à formação produtora.

Este tipo de completação possibilita produzir de modo controlado e

independente somente uma zona de interesse.

Múltipla:

Permite produzir ao mesmo tempo duas ou mais zonas ou reservatórios

diferentes, através de uma ou mais colunas de produção descidas no poço.

• Instalação da coluna de produção:

A coluna de produção é constituída basicamente por tubos metálicos,

onde são conectados os demais componentes. É descida pelo interior do

revestimento de produção com as seguintes finalidades básicas:

• Conduzir os fluidos produzidos até a superfície, protegendo o revestimento

contra fluidos agressivos e pressões elevadas.

• Permitir a instalação de equipamentos para a elevação artificial.

• Possibilitar a circulação de fluidos para o amortecimento do poço, em

intervenções futuras.


Esquema básico de completação.


• Quanto ao posicionamento da cabeça do poço:

• Quanto ao revestimento de produção:

• Quanto ao número de zonas explotadas:

Destina-se a permitir de forma controlada o fluxo de óleo do poço.

Esquema da árvore de natal.

• Árvore de natal:


7. INTERVENÇÕES EM POÇOS

7.1. WORKOVER

Intervenção posterior à completação, com o objetivo de manter a produção

ou melhorar a produtividade. Costumam ser classificadas como:

�Avaliação;

�Recompletação;

�Restauração;

�Limpeza;

�Estimulação;

�Mudança do método de elevação;

�Abandono.

Tem como objetivo diagnosticar as causas da baixa produtividade, ou mesmo

avaliar outras zonas que não se encontram em produção.

• Avaliação:

Visa substituir as zonas que estavam em produção ou colocar novas zonas

em produção.

O abandono da antiga zona é feito geralmente por um tampão mecânico ou

pela compressão de cimento nos canhoneados.

• Recompletação:



Visa restabelecer as condições de fluxo do reservatório, eliminar e/ou corrigir

falhas mecânicas no revestimento ou na cimentação, reduzir a produção

excessiva de gás ou de água.

�Elevada produção de água;

�Elevada produção de gás;

�Falhas mecânicas;

�Vazão restringida.

• Restauração:


� Elevada produção de água:

O aparecimento de água é normal, após certo tempo de produção, em um

reservatório com influxo de água ou sob injeção desta.

Cone de água e fingering.

Pode-se tamponar os canhoneados com cimento ou tampão mecânico e

recanhonear apenas na parte superior.


� Elevada produção de gás:

Pode ter origem do gás dissolvido no óleo, do gás de uma capa de gás ou vir

de outra zona.

Pode-se recanhonear apenas na parte inferior da zona de interesse.

O fechamento temporário do poço é uma técnica recomendada para a

retração do cone de gás ou de água.

� Falhas mecânicas:

Entre as falhas mecânicas pode-se citar: defeitos na cimentação, vazamento

no revestimento, etc.

A localização do vazamento pode ser feita através de perfis.


� Vazão restringida:

As restrições ao fluxo podem estar na coluna, nos canhoneados ou no

reservatório, nas proximidades do poço.

Geralmente as restrições são causadas por incrustações ou deposições de

parafinas, ou ainda por migração de sedimentos.

Os métodos mais usuais para recuperar a produtividade são o recanhoneio,

a acidificação e o fraturamento.


É executada no interior do revestimento de produção visando limpar o fundo

do poço ou substituir os equipamentos de subsuperfície.

Como exemplos de problemas geradores de intervenções de limpeza podem

ser citados: deposição de sólidos no fundo do poço tamponando os

canhoneados, furos na coluna de produção, etc.

• Limpeza:

Quando a vazão está sendo restringida devido a um sistema de elevação

artificial inadequado ou com defeito.

• Mudança do método de elevação:


É um conjunto de atividades que objetiva aumentar o índice de produtividade

ou injetividade do poço.

Os métodos mais utilizados são o fraturamento hidráulico e a acidificação.

• Estimulação:

� Fraturamento hidráulico:

Pode ser definido como um processo no qual um elevado diferencial de

pressão, transmitido pelo fluido de fraturamento, é aplicado contra a

rocha-reservatório até a sua ruptura.

Para se evitar que a fratura se feche, normalmente areia é bombeado junto

com o fluido de fraturamento.


� Acidificação:

É a injeção de ácido com pressão inferior à pressão de fraturamento da

formação, visando remover o dano de formação.

Mud acid - 12% HCl + 3% HF e o HCl a 15%.

A acidificação é efetiva em formações de permeabilidade regular a boa. Para

formações de baixa permeabilidade, o mais indicado é o fraturamento.


Quando um poço é retirado de operação, ele deve ser tamponado, de acordo

com normas rigorosas que visam a minimizar riscos de acidentes e danos ao

meio ambiente.

� Abandono temporário.

� Abandono definitivo.

• Abandono:

8. RESERVATÓRIOS

8.1. PROPRIEDADES DOS FLUIDOS

“As propriedades dos fluidos existentes nos reservatórios de petróleo

constituem importantes informações para o estudo do comportamento

desses reservatórios.”

• Determinação experimental – Laboratório.

• Motivos econômicos ou operacionais – Equações de estado, cartas ou

correlações empíricas.

8. RESERVATÓRIOS

Comportamento de fases:

Estados físicos ou fases: formas em que uma substância pode se apresentar.

São definidas pelas condições de pressão e temperatura.

Comportamento das fases: estudo das mudanças de fases das substâncias.

“O comportamento das fases é um aspecto da maior importância para o

entendimento do comportamento dos reservatórios de petróleo.”

8. RESERVATÓRIOS

Vaporização de uma substância pura (pressão constante)

Ex.: Água

8. RESERVATÓRIOS

Diagrama de fases de uma substância pura

• Curva de equilíbrio líquido-

vapor ou de vaporização;

• O ponto de orvalho coincide

com o ponto de bolha;

• Ponto crítico: maior ponto de

pressão em que as duas fases

coexistem. Propriedades

intensivas são iguais

(ex.:pressão, temperatura,

densidade).

8. RESERVATÓRIOS

Vaporização de uma mistura (pressão constante)

8. RESERVATÓRIOS

Diagrama de fases de uma mistura

• Curva dos pontos de bolha e

curva dos pontos de orvalho;

• O ponto de orvalho NÃO

coincide com o ponto de

bolha;

• Ponto crítico: ponto de

encontro das duas curvas.

8. RESERVATÓRIOS

• Importante: Cada mistura possui o seu diagrama de fases particular.

8. RESERVATÓRIOS

Tipos de reservatórios de petróleo:

De forma geral os reservatórios são classificados como:

• Reservatórios de óleo;

• Reservatórios de gás.

8. RESERVATÓRIOS

Reservatórios de óleoÓleo saturado (ou saturado em gás) - 1

Óleo subsaturado (ou subsaturado em gás) - R

Ponto de bolha

Ponto de saturação

Pressão de bolha

Pressão de saturação

8. RESERVATÓRIOS

Óleo de baixa contração e Óleo de alta contração : Refere-se à reduçãodo volume do líquido ocorrida em decorrência da liberação do gás que seencontrava dissolvido.

Óleo de baixa contração Óleo de alta contração

8. RESERVATÓRIOS

Reservatórios de gás

Gás úmido

Gás seco

Gás retrógrado

• Classificação dada à jazida de petróleo que contém uma mistura dehidrocarbonetos que se encontra no estado gasoso nas condições dereservatório.

• O ponto da mistura dentro do diagrama de fases situa-se a direita datemperatura crítica.

8. RESERVATÓRIOS

Reservatórios de gás úmido

Reservatório que produz certa quantidade de líquido quando a mistura ésubmetida ao processo de separação.

8. RESERVATÓRIOS

Reservatórios de gás seco

Reservatório que produz quantidade desprezível de líquido quando a misturaé submetida ao processo de separação.

8. RESERVATÓRIOS

Reservatórios de gás retrógrado

Reservatório de gás cuja temperatura situa-se entre a temperatura crítica e acricondenterma.

O fenômeno retrógrado ocorre no interior da rocha-reservatório.

8. RESERVATÓRIOS

Representação geral dos vários tipos de reservatórios

8. RESERVATÓRIOS

8. RESERVATÓRIOS

Classificação através a razão gás/líquido de produçã o (RGL)

RGL = Quociente entre a vazão instantânea de gás pela vazão instantânea de óleo, ambas medidas em condições padrão.

• Reservatório de óleo:

RGL ≤ 900 m3 std / m3 std;

• Reservatório de gás úmido:

900 m3 std / m3 std < RGL < 18000 m3 std / m3 std

• Reservatório de gás seco:

RGL ≥ 18000 m3 std / m3 std BarrelTank Stock

Feet Cubic Standard=STB

SCF

RGL (outras unidades):

Condições padrão (standard – std)

• Brasil (ANP): 1 atm (1,033 kgf/cm2) e 20oC

• EUA: 14,7 psia (1 atm) e 60oF

8. RESERVATÓRIOS

Reservatórios de óleo e gás

Reservatório de óleo com capa de gás

Reservatório de gás

8. RESERVATÓRIOS

Propriedades dos gases:

Gás ideal: Fluido hipotético.

Condições de existência:

- O volume ocupado pelas moléculas é desprezível quando comparado aovolume ocupado pelo gás;

- Não há forças atrativas ou repulsivas entre as moléculas, ou entre asmoléculas e as paredes do vaso;

-Todas as colisões de moléculas são perfeitamente elásticas, ou seja, não háperda de energia nas colisões.

“Normalmente os gases podem ser considerados como ideais quando submetidos a baixas pressões e altas temperaturas.”

8. RESERVATÓRIOS

Equação de estado

É uma expressão que relaciona a pressão, a temperatura e o volume de um

gás ou líquido.

Para um gás ideal, tem-se que:

Onde: p = pressão absoluta;

V = volume.

n = número de mols;

R = constante universal dos gases;

T = temperatura absoluta.

nRTpV =

Kkgmol

mcmkgf

Kgmol

cal

Kgmol

cmatm

Rlbmol

ftlbf

Rlbmol

ftpsiR

.

)./(08478,0

.987,1

.

.05,82

.

.1545

.

.73,10

3233

−=

−=

−=

−=

−=

8. RESERVATÓRIOS

Gás real

Equação de estado: ZnRTpV =

Onde: “Z” é o fator de compressibilidade dos gases reais.

“Z” pode ser definido como:

• O fator de compressibilidade não é constante, varia com a composição dogás, com a temperatura e com a pressão.

• Valores de Z podem ser estimados utilizando-se gráficos obtidosexperimentalmente.

ideal

real

V

VZ =

8. RESERVATÓRIOS

Fator de compressibilidade

do metano.

8. RESERVATÓRIOS

Lei dos estados correspondentes

De acordo com a lei dos estados correspondentes, proposta por van der

Waals (1873):

“Todos os fluidos exibem o mesmo comportamento quando submetidos à

mesma pressão reduzida e à mesma temperatura reduzida.”

A lei dos estados correspondentes possibilita o uso de correlações para se

obter propriedades de famílias de fluidos, como, por exemplo, no caso dos

hidrocarbonetos.

8. RESERVATÓRIOS

Coordenadas pseudocríticas e pseudo-reduzidas

∑=

=cn

iciipc PyP

1

∑=

=cn

jciipc TyT

1

(pressão pseudocrítica)

(temperatura pseudocrítica)

pcpr P

PP =

pcpr T

TT =

(pressão pseudo-reduzida)

(temperatura pseudo-reduzida)

OBS.: A temperatura deve estar em unidades absolutas (K ou ºR)

8. RESERVATÓRIOS

8. RESERVATÓRIOS

Fator de compressibilidade para

gases de hidrocarbonetos puros.

8. RESERVATÓRIOS

Propriedades pseudocríticas

• Podem ser calculadas através da média ponderada das coordenadas

críticas de cada componente com sua fração molar na mistura (erro da

ordem de 2 a 3%).

• Porém, quando os componentes diferem muito em termos de peso

molecular e natureza química, podem gerar erros significativos.

• Brown et alii (1948) apresentaram uma carta que fornece as coordenadas

pseudocríticas para gás natural em função da densidade.

8. RESERVATÓRIOS

Correlação para as coordenadas

pseudocríticas de um gás natural.

8. RESERVATÓRIOS

Massa molecular aparente: ∑=

=cn

iiia MyM

1

Densidade:29

a

ar

ag

M

M

Md ≅=

8. RESERVATÓRIOS

Propriedades pseudocríticas

dos gases naturais.

8. RESERVATÓRIOS

Fator de compressibilidade Z

para gases naturais.

8. RESERVATÓRIOS

Exemplo: Determinar o fator de compressibilidade Z da mistura de

hidrocarbonetos cuja composição encontra-se na Tabela abaixo, para uma

pressão de 20 atm e uma temperatura de 524K.

Componente ( c i) Fração Molar ( y i)

C3 0,20

n-C4 0,30

n-C5 0,50

Mistura 1,00

8. RESERVATÓRIOS

Fator volume-formação do gás natural

É a relação entre o volume ocupado em uma determinada condição de

temperatura e pressão e o volume ocupado nas condições-standard.

0V

VBg = Onde,

p

ZnRTV = e,

0

000 p

nRTZV =

1

Logo,

p

ZT

T

p

V

VBg

0

0

0

==


• Brasil (ANP): 1 atm (1,033 kgf/cm2)

20oC (293 K)

• EUA: 14,7 psia (1 atm ou 1,033 kgf/cm2)

60oF (15,6ºC ou 288,6K ou 520R)

8. RESERVATÓRIOS

Exemplo: Calcular o fator volume-formação de um gás natural de densidade

0,68 (ar = 1,0) a uma temperatura de 532 R para os seguintes valores de

pressão: 2000, 1500, 1000 e 500 psia.

8. RESERVATÓRIOS

Viscosidade do gás natural

• É uma medida da sua resistência ao fluxo;

• Unidade mais comum é o centipoise, cp;

• Os gases ideais apresentam uma variação crescente com a temperatura;

• Pressões elevadas (gás real), comportamento idêntico a dos líquidos.

( )Tpf ,=µ

∑=

=cn

iiig y

1

µµ

8. RESERVATÓRIOS

Exemplo: Calcular a viscosidade de uma mistura gasosa submetida às

condições de 200ºF e 14,7 psia, conhecendo-se as informações abaixo.

Ci y i µµµµi (cp)

Metano 0,85 0,0132

Etano 0,09 0,0113

Propano 0,04 0,0100

n-Butano 0,02 0,0092

Total 1,00

cpycn

iiig 0128,0

1

==∑=

µµ

8. RESERVATÓRIOS

Viscosidade do gás natural à pressão de 1 atm, µ1.

8. RESERVATÓRIOS

Para valores de pressão maiores que 1 atm:

8. RESERVATÓRIOS

8. RESERVATÓRIOS

Exemplo: Calcular a viscosidade de uma mistura gasosa de hidrocarbonetos

submetida às condições de 200ºF e 2000 psia, conhecendo-se as seguintes

informações.

Componente Fração molar

Metano 0,80

Etano 0,10

Propano 0,06

n-Butano 0,04

8. RESERVATÓRIOS

Propriedades das misturas líquidas:

• Misturas bastante variadas, podem sofrer grandes modificações ao serem

submetidas a diferentes condições de P e T.

• Mudanças: - Estado físico em parte da mistura;

- Alterações na composição;

- Variações de viscosidade;

- Variações de densidade.

• As informações sobre essas mudanças são importantes para a previsão e

acompanhamento do comportamento do reservatório → óleo ou gás.

8. RESERVATÓRIOS

Obtenção de informações sobre as alterações dos flu idos

• Análises PVT:

- Coleta-se amostras de fluido nas condições de reservatório;

- Submete-as as condições PVT (pressão, volume e temperatura);

- Obtém alguns parâmetros específicos (pressão de bolha ou saturação;

fator volume-formação do gás; fator volume-formação do óleo; razão de

solubilidade; viscosidade).

• Procedimento:

- Pega-se a amostra nas mesmas condições de reservatório e reduz a

pressão resultando na liberação do gás que está dissolvido.

8. RESERVATÓRIOS

Massa específica:V

m=ρ

Volume específico:m

Vv =

Logo,v

1=ρ

Algumas definições:

8. RESERVATÓRIOS

Cálculo da massa específica nas condições-standard:

Assumindo 1 mol da mistura:

i

ii

fmV

ρ)(= (Fração-massa do componente i)

(massa específica, i, nas condições-standard)e, ∑

=

=cn

iiVv

1

Onde:∑

=ii

iii Mx

Mxfm)(

Logo, usa-se a relação:v

1=ρ

8. RESERVATÓRIOS

Exemplo: Determine a massa específica da mistura líquida cuja composição

está mostrada na tabela abaixo, nas condições de 1 atm e 60ºF.

Componente Fração Molar

Propano 0,20

Butano 0,30

Pentano 0,50

Total 1,00

8. RESERVATÓRIOS

Densidade: É definida como a razão entre a massa específica da mistura e a

massa específica da água, em condições de pressão e temperatura pré-

estabelecidas.

w

ood

ρρ=

Em unidades americanas a medida é feita a 60ºF. Logo,F60º a

F60º a d

w

líquidoF ρ

ρ=º60/60

Também pode ser expressa em graus API (ºAPI): 5,131ºº60/60

−=Fd

141,5API

8. RESERVATÓRIOS

Exemplo: Qual a densidade de um óleo de grau API igual a 34? Qual a sua

massa específica expressa em lb/ft3?

5,131ºº60/60

−=Fd

141,5API 5,13134

º60/60

−=Fd

141,5

Logo, 85,0º60/60 =Fd

Sabemos que,w

ood

ρρ=

3/365,6285,0

ftlboρ=

Portanto,3/53 ftlbo =ρ

8. RESERVATÓRIOS

Viscosidade:

• A viscosidade de um líquido é afetada pelas variações de temperatura

e pressão;

• Nos líquidos decresce com a temperatura e cresce com a pressão;

• Além da pressão e temperatura a viscosidade das misturas depende de

sua composição; Nos HC líquidos decresce com aumento de gás em

solução.

∑=

=cn

iiix

1

µµ

8. RESERVATÓRIOS

Fator volume-formação do óleo ( Bo):

É definido como o volume que a fase líquida (óleo + gás dissolvido) ocupa em

condições de pressão e temperatura quaisquer dividido pelo volume que

permanece como fase líquida quando a mistura alcança as condições-

standard.

std @ tanque)no (óleo volume

Tp, @ )dissolvido gás (óleo volume +=oB

8. RESERVATÓRIOS

A figura abaixo apresenta um processo de liberação do gás de uma mistura

entre as condições de reservatório e as de superfície.

Exemplo: p = 176 atm e T = 71ºC →

p = 84 atm e T = 71ºC → Bo= 1,20 m3/m3 std

Bo = 1,33 m3/m3 std

8. RESERVATÓRIOS

Razão de solubilidade ( Rs):

Expressa a quantidade de gás presente no líquido.

É definido como a razão entre o volume de gás que está dissolvido, em

condições-padrão, e o volume de óleo que será obtido da mistura, também em

condições-padrão.

standard)-(condições tanque no óleo de volume

standard)-(condições dissolvido gás de volumeRs =

Unidades: m3 std/m3 std ou SCF/STB

8. RESERVATÓRIOS

A figura abaixo apresenta um processo de liberação do gás de uma mistura

entre as condições de reservatório e as de superfície.

Exemplo: p = 176 atm e T = 71ºC →

p = 84 atm e T = 71ºC →

Rs = 16,057 m3 std/m3 std

Rs = 9,545 m3 std/m3 std

8. RESERVATÓRIOS

Liberações “flash” e diferencial:

• Liberação “Flash” e Diferencial referem-se a dois tipos básicos de liberação

de gás de uma mistura líquida.

• O modo como a liberação do gás de uma mistura liquida é processada afeta

significativamente as relações PVT e por conseguinte os dados a serem

obtidos (Bo , Rs).

8. RESERVATÓRIOS

Liberação “flash”:

• Processo de redução da pressão através da remoção de parte do Hg;

8. RESERVATÓRIOS

• Composição total do sistema permanece constante (não há remoção de gás);

• Equilíbrio termodinâmico entre as fases é alcançado;

• O processo termina quando se chega a capacidade máxima da célula.

Características da liberação “flash”:

8. RESERVATÓRIOS

Dados obtidos:

1. Pressão de bolha (pb);

2. Coeficiente de compressibilidade isotérmica do líquido (co) acima da

pressão de bolha;

Se for possível alcançar as condições-padrão:

3. Fator volume-formação duas fases (Bt) abaixo da pressão de bolha;

4. Razão de solubilidade inicial (Rsi).

8. RESERVATÓRIOS

Exemplo: Considere o esquema de separação “flash”, onde pb é a pressão de

bolha, pi é a pressão inicial e as condições-standard são de 60ºF e 14,7 psia.

Calcule, para as pressões de 2500, 2000, 1000 e 500 psia:

8. RESERVATÓRIOS

a) O fator volume-formação do óleo (Bo).

8. RESERVATÓRIOS

b) O fator volume-formação total do óleo (Bt).

8. RESERVATÓRIOS

c) A razão de solubilidade (Rs).

8. RESERVATÓRIOS

d) O fator volume-formação do gás (Bg).

8. RESERVATÓRIOS

Liberação diferencial:

8. RESERVATÓRIOS

• Composição total do sistema se altera (há remoção de gás);

• Equilíbrio termodinâmico entre as fases não é alcançado;

• O processo pode ser levado até se alcançar a pressão atmosférica.

Características da liberação diferencial:

8. RESERVATÓRIOS

Dados obtidos:

1. Volume de líquido no interior da célula (em cada estágio de pressão);

2. Volume de gás liberado (em cada estágio de pressão);

3. Razão de solubilidade (Rs);

4. Fator volume-formação do óleo (Bo);

5. Fator volume-formação do gás (Bg).

8. RESERVATÓRIOS

Exemplo: Considere um esquema de separação diferencial, composta por dois

separadores e um tanque de armazenamento. As condições-standard são de

60ºF e 14,7 psia. O reservatório encontra-se na pressão de bolha de 2000

psia. Calcule o fator volume-formação do óleo e a razão de solubilidade na

pressão de bolha.

8. RESERVATÓRIOS

Como o reservatório encontra-se na pressão de bolha:

8.2. PROPRIEDADES DAS ROCHAS

8. RESERVATÓRIOS

“Assim como as propriedades dos fluidos, as informações sobre as

propriedades das rochas constituem em fatores decisivos para o estudo do

comportamento de reservatórios de petróleo”.

8. RESERVATÓRIOS

Porosidade:

A porosidade mede a capacidade de armazenamento de fluidos, ou seja, é

onde os fluidos (óleo, gás ou água) irão estar alojados. É definida como sendo

a relação entre o volume de vazios de uma rocha (Vv) e o volume total da

mesma (Vt).

total

vazios

V

V=φ

OBS.: O volume de vazios é normalmente denominado volume poroso da

rocha e representado pelo símbolo Vp.

8. RESERVATÓRIOS

Grãos irregulares – má seleção................................................

Grau de cimentação.................................................................

Maior grau de empacotamento................................................

Processos de dolomitização, lixiviação...................................

Presença de fraturas...............................................................

Redução ou aumento do tamanho dos grãos......................... Não se altera

Fatores que influenciam a porosidade:

8. RESERVATÓRIOS

Medição da porosidade:

O método mais comum é o que usa pequenas amostras da rocha reservatório.

O valor da porosidade de grandes porções de rochas é obtido estatisticamente

a partir dos resultados de análises de numerosas amostras.

Porosidade média: ∑=

φ=φN

jjN 1

1

Onde N é o número de medições.

8. RESERVATÓRIOS

Exercício:

Considere uma amostra cilíndrica limpa e seca com 12 cm de comprimento

por 4 cm de diâmetro pesando inicialmente 425 g. Saturando 100% esta

amostra com uma salmoura de massa específica igual a 1,07 g/cm3, calcule a

porosidade sabendo que seu novo peso é de 453 g.

8. RESERVATÓRIOS

Compressibilidade:

Por definição, compressibilidade é a variação fracional do volume com a

variação unitária de pressão.

A compressibilidade efetiva da formação ou dos poros é

da maior importância para a engenharia de reservatório. p

V

Vc p

pf ∂

∂= 1

8. RESERVATÓRIOS

pc f ∂

∂= φφ1

φtp VV =

pV

p

Vt

p

∂∂=

∂∂ φ

Pela definição de porosidade, temos:t

p

V

V=φ

Derivando em relação à pressão:

Logo,

8. RESERVATÓRIOS

Na ausência de valores medidos, a correlação de Hall (1953) pode ser usada

para a estimativa da compressibilidade efetiva de uma rocha-reservatório.

8. RESERVATÓRIOSExercício: Um reservatório de petróleo possui as seguintes características:

Forma......................................................................................... Paralelepipédica

Camadas.................................................................................... Horizontais

Área em planta........................................................................... 2 km2

Espessura................................................................................... 10,0 m

Porosidade.................................................................................. 16%

Saturação de água (irredutível)................................................... 20%

Pressão original.......................................................................... 150,0 kgf/cm2

Pressão atual.............................................................................. 120 kgf/cm2

Pressão de bolha........................................................................ 110,0 kgf/cm2

Densidade do óleo na pressão de bolha..................................... 0,75

Temperatura do reservatório....................................................... 200 ºF

Compressibilidade média da água.............................................. 3,0.10-6 psi-1

Compressibilidade do óleo.......................................................... 10.10-6 psi-1

Calcular o volume de óleo produzido, medido em condições de reservatório,sabendo que a saturação de água (Swi) é o quociente entre o seu volume e ovolume poroso da rocha.

8. RESERVATÓRIOS

O volume de óleo produzido é igual à soma dos módulos das variações dos

volumes da água, do óleo e dos poros:

powproduzido o VVVV ∆+∆+∆=

Onde, pela equação da compressibilidade temos:p

V

Vc

∆∆−= 1

Logo, p

V

Vc w

wiw ∆

∆−= 1

p

V

Vc o

oio ∆

∆−= 1

p

V

Vc p

pif ∆

∆= 1

pVcV wiww ∆−=∆

pVcV oioo ∆−=∆

pVcV pifp ∆=∆

8. RESERVATÓRIOS

Volume poroso inicial:

Volume inicial de água:

Volume inicial de óleo:3666

366

362

10.56,210.64,010.2,3

10.64,010.2,320,0

10.2,316,010)1000(2

mVVV

mxVSV

mmxxmVV

wipioi

piwiwi

tpi

=−=−=

===

=== φ

Com “porosidade”1610.4 −−= psic f

Fig. 2.5

Logo, 3818mVw =∆ 310906mVo =∆ 35453mVp −=∆

e, 317177mV produzido o =

8. RESERVATÓRIOS

Saturação de fluidos:

É de grande importância o conhecimento de cada fluido no meio poroso, pois

as quantidades dos diferentes fluidos definem o valor econômico de um

reservatório.

Gás

Óle

o

Águ

a

Rocha

8. RESERVATÓRIOS

Define-se saturação de um fluido em um meio poroso como sendo a fração ou

a porcentagem do volume de poros ocupada pelo fluido.

Em termos de fração:

Em termos de porcentagem:

Onde: Sf é a saturação do fluido;

Vf o volume do fluido;

Vp o volume poroso.

p

ff V

VS =

%100(%) xV

VS

p

ff =

8. RESERVATÓRIOS

Logo, para o óleo, gás e água, temos que:

Saturação de óleo:

Saturação de gás:

Saturação de água:

e,

Obs: A saturação de água existente no reservatório no momento da sua

descoberta é chamada de “saturação de água inicial” ou “conata”.

p

oo V

VS =

p

gg V

VS =

p

ww V

VS =

1=++ wgo SSS

8. RESERVATÓRIOS

Descoberta do reservatório: bpp > 1=+ wioi SS

Produção de óleo: Aparecimento de gásbpp <

Nessa ocasião, a saturação média de óleo pode ser obtida através de um

balanço de materiais:

Considere um reservatório inicialmente subsaturado (pressão maior ou igual à

pressão de bolha), cuja saturação de água conata (Swi) permanece constante.

Seja N o volume original de óleo e Np o volume de óleo produzido (ambos

medidos em condições-padrão).

oi

oip

B

SVN = (1)

8. RESERVATÓRIOS

Após a produção de um volume de óleo Np, o volume restante de óleo (medido

em condições-padrão) é dado por:

o

oppteres B

SVNNN =−=tan (2)

Dividindo a Eq. (2) pela Eq. (1), temos:

)1(1 wioi

opo S

B

B

N

NS −

−= (3)

8. RESERVATÓRIOS

Área............................................................................................ 3,2 km2

Espessura média........................................................................ 10,0 m

Porosidade média....................................................................... 15%

Permeabilidade média................................................................ 200 md

Saturação de água conata média............................................... 30%

Pressão original.......................................................................... 140,0 kgf/cm2

Pressão atual.............................................................................. 120 kgf/cm2

Pressão de bolha........................................................................ 140,0 kgf/cm2

Fator volume-formação do óleo à pressão original..................... 1,3

Fator volume-formação do óleo à pressão atual......................... 1,2

Saturação de óleo média atual................................................... 50%

Exercício: Calcular a produção acumulada, medida em m3 std, de um

reservatório com as seguintes características:

8. RESERVATÓRIOS

Permeabilidade:

• Permeabilidade de um meio poroso é uma medida de sua capacidade de

se deixar atravessar por fluidos.

• Em outras palavras, a permeabilidade é uma medida da condutividade de

fluidos de um material.

• Por analogia com condutores elétricos, a permeabilidade representa o

inverso da resistência que o material oferece ao fluxo de fluidos.

8. RESERVATÓRIOS

A equação de maior utilização prática para o estudo de fluxo em meios

porosos foi formulada por Henry Darcy, em 1856, ao estudar o tratamento de

água através de filtros de areia.

Essa equação quando adaptada para exprimir o fluxo de fluidos viscosos,

pode ser assim expressa: “A vazão através de um meio poroso (cm3/s) é

proporcional à área aberta ao fluxo (cm2) e ao diferencial de p (atm), e

inversamente proporcional ao comprimento do meio poroso (cm) e à

viscosidade do fluido (cp)”.

L

pkAq

µ∆=

Onde k é denominado “permeabilidade absoluta” ou permeabilidade do meio

poroso (Darcy).

(4)

8. RESERVATÓRIOS

Como nos meios porosos que constituem os reservatórios de petróleo são

comuns as presenças de dois ou mais fluidos imiscíveis em contato com o

material do qual é formada a rocha, um conceito bastante importante é o de

molhabilidade.

Molhabilidade:

É a tendência que um fluido tem de molhar a superfície de um sólido, o que

ocorre em função da afinidade físico-química das moléculas do fluido pelas

substâncias que compõem o sólido.

Obs: A maioria dos arenitos é molhável à água. Há casos de inversão para

molhabilidade ao óleo quando o petróleo contém moléculas com alguma

polaridade (ex: asfaltenos). A rocha, então, passa a ter afinidade pelo óleo.

8. RESERVATÓRIOS

Gás

Água

Óleo

A rocha em boa parte dos casos é molhada preferencialmente pela água em

presença do óleo, e nunca pelo gás.

O gás é o que apresenta menor tendência de molhar preferencialmente a

rocha.

Figura – Rocha reservatório molhada pela água.

8. RESERVATÓRIOS

Água

GásÓleo

Entretanto, há casos em que o reservatório é molhado preferencialmente pelo

óleo.

Figura – Rocha reservatório molhada pelo óleo.

8. RESERVATÓRIOS

Capilaridade:

O fenômeno da capilaridade que ocorre no interior dos meios porosos que

constituem os reservatórios de petróleo deve-se ao fato de que as jazidas

petrolíferas, em geral, contêm dois ou mais fluidos imiscíveis. São resultantes

das atrações entre as moléculas da massa fluida.

8. RESERVATÓRIOS

O efeito Jamin:

É o fenômeno que impede ou dificulta , em certos casos, o fluxo de fluidos em

um canal do meio poroso quando mais de uma interface está presente.

0cos2cos2 =−=−

A

AA

B

BBBA rr

ppθσθσ

BcBcAA pppp =−+

BÁgua

Água Óleoθθ

A

Situação estática:

8. RESERVATÓRIOS

Situação dinâmica:

rrpppp AB

cAcBBA

θσθσ cos2cos2 −=−≡−

B Água Água Óleo

θB

A θA

O gradiente de pressão externo, causador do fluxo, modifica o raio de

curvatura e consequentemente o ângulo de contato, de modo a imprimir à gota

de óleo uma forma aerodinâmica.

Para que haja fluxo é necessária a aplicação de um diferencial de pressão

entre os pontos A e B, dado pela expressão:

8. RESERVATÓRIOS

Observação:

• Ocorre que, quanto maior é o gradiente aplicado entre os pontos A e B, na

tentativa de se vencer as pressões capilares e provocar o fluxo, mais a gota se

deforma.

• Com isso, o ângulo de contato em A aumenta, enquanto que em B diminui

ainda mais, crescendo então a resistência ao fluxo.

8. RESERVATÓRIOS

Capilar com estreitamento:

Neste caso há uma redução do raio do capilar (e do raio de curvatura) em B.

A depender do estreitamento existente no poro, isto é, da relação entre os raios

do capilar nos pontos A e B, a diferença de pressão necessária para provocar o

fluxo pode se tornar impraticável, sendo esse estreitamento, portanto, uma

causa de bloqueio, ou seja, de ausência de fluxo no capilar.

B Água

ÁguaÓleo

θθ

A

8. RESERVATÓRIOS

8.3. MECANISMOS DE PRODUÇÃO DE RESERVATÓRIOS

Mecanismo de produção é o processo físico que faz o fluido existente no

reservatório ser produzido.

• Para produção é necessário energia (energia natural ou primária) para

vencer as resistências.

• Manifestação mais sensível da energia do reservatório → Pressão.

• Também é necessário a substituição do espaço poroso ocupado pelos

fluidos produzidos por outro material.

8. RESERVATÓRIOS

Dois principais efeitos são responsáveis pela produção de fluidos

1 – Descompressão (que causa a expansão dos fluidos produzidos contidos

no reservatório e a contração do volume poroso);

2 – O deslocamento de um fluido por outro fluido (ex.: água).

8. RESERVATÓRIOS

Principais mecanismos de produção

• Mecanismo de gás em solução;

• Mecanismo de capa de gás;

• Influxo de água.

• Mecanismo combinado;

• Mecanismo de segregação gravitacional (efeito da gravidade).

Reservatório de óleo

Reservatório de óleo ou de gás

8. RESERVATÓRIOS

Identificação do mecanismo de produção

Além da pressão, outras características devem ser observadas:

• Razão Gás/Óleo (RGO): Quociente entre as vazões instantâneas de gás e

de óleo, medidas em condições-padrão.

• Razão Água/Óleo (RAO): Quociente entre as vazões instantâneas de água

e de óleo, medidas em condições-padrão.

• “Cut” (Corte) de Água: Fração ou porcentagem definida pelo quociente

entre as vazões instantâneas de água e de líquidos (óleo + água), medidas

em condições-padrão.

8. RESERVATÓRIOS

• BSW (“Basic Sediments and Water”): Fração ou porcentagem definida pelo

quociente entre as vazões instantâneas de água mais os sedimentos que

eventualmente estejam sendo produzidos e de líquidos mais sedimentos

(óleo + água + sedimentos), medidas em condições-padrão.

• Fator de recuperação: Fração ou porcentagem do volume original de

hidrocarbonetos (medido em condições-padrão) recuperada durante a vida

produtiva de um reservatório de petróleo.

8. RESERVATÓRIOS

Mecanismo de gás em solução:

• Mecanismo característico de reservatórios de óleo;

• Não há penetração de outros fluidos para expulsar a mistura de

hidrocarbonetos para fora da estrutura;

• Toda energia para a produção encontra-se armazenada na própria zona de

óleo;

• Durante a produção ocorre uma redução da pressão interna e uma

consequente expansão dos fluidos (óleo e água conata). Ocorre também

uma diminuição do volume dos poros.

• Processo contínuo: redução da pressão → expansão de fluidos → mais

produção.

8. RESERVATÓRIOS

• Pressão cai rapidamente devido à baixa compressibilidade dos fluidos e da

formação → Ponto de bolha;

• Início da atuação do mecanismo de gás em solução: Ponto de bolha.

8. RESERVATÓRIOS

Pontos fracos do mecanismo de gás em solução:

• Produção de gás (com a redução da pressão, mais hidrocarbonetos vão se

vaporizando até formar uma fase contínua. Com isso ocorre a produção

juntamente com o óleo e conseqüentemente a redução da energia do

reservatório);

• Baixa recuperação final (inferior a 20% do volume original);

• Vida curta como “surgente”;

• Necessitam de algum tipo de elevação artificial muito cedo.

8. RESERVATÓRIOS

Características do mecanismo de gás em solução

8. RESERVATÓRIOS

Mecanismo de capa de gás:

• Mecanismo característico de reservatórios de óleo;

• Existência de duas fases em equilíbrio (óleo e gás);

• Capa de gás: acumulação do gás livre nas partes mais altas do meio

poroso;

• Zona de óleo é colocada em produção enquanto que a de gás é

preservada;

• Pressão é mantida alta por mais tempo devido a alta compressibilidade do

gás.

8. RESERVATÓRIOS

Reservatório com mecanismo de capa de gás:

8. RESERVATÓRIOS

• Pressão cai continuamente porém de forma mais lenta do que no

mecanismo de gás em solução;

• Poços surgentes por mais tempo;

• Tamanho da capa de gás é importante para a manutenção da pressão;

• Possibilita recuperação na faixa de 20 a 30% do óleo originalmente

existente na formação.

8. RESERVATÓRIOS

Mecanismo de influxo de água:

• Mecanismo característico tanto de reservatórios de óleo quanto de gás;

• É necessário que a formação portadora de hidrocarbonetos esteja em

contato direto com uma grande acumulação de água;

• Também é necessário que as alterações das condições do reservatório

causem alterações no aqüífero e vice-versa;

• A manutenção da pressão é realizada através da expansão da água;

• A expansão da água também favorece o deslocamento do óleo para os

poços de produção.

8. RESERVATÓRIOS

Reservatório com mecanismo de influxo de água:

8. RESERVATÓRIOS

• Pressão se mantém elevada por mais tempo do que em outros métodos;

• Período de surgência maior para os poços produtores;

• Tamanho do aqüífero é importante para a manutenção da pressão;

• Possibilita recuperação na faixa de 30 a 40% do óleo originalmente

existente na formação, podendo atingir valores consideravelmente mais

altos.

Problema:

• Produção de água.

8. RESERVATÓRIOS

Mecanismo combinado:

• Produção devido aos efeitos de mais de um mecanismo sem que um

exerça influência preponderante em relação ao outro;

• Importante: todo reservatório recebe, mais cedo ou mais tarde, alguma

contribuição do mecanismo de gás em solução.

8. RESERVATÓRIOS

Mecanismo de segregação gravitacional:

• Não é um mecanismo de produção propriamente dito;

• O efeito da gravidade é um agente responsável pela melhoria do

desempenho de outros mecanismos;

• No mecanismo de gás em solução, a segregação gravitacional pode

provocar o aparecimento de uma capa de gás secundária;

• Para que a segregação gravitacional se manifeste é necessário que o

reservatório seja produzido com vazões que favoreçam essa ocorrência;

• Fator de recuperação em torno de 40 a 50%.

8. RESERVATÓRIOS

Reservatório com mecanismo de gás em solução

– Efeito da segregação gravitacional

8. RESERVATÓRIOS

Exercício:

Marque Verdadeiro (V) ou falso (F)

( ) O mecanismo de gás em solução é muito eficiente, e geralmente nãonecessita de métodos de elevação artificial.

( ) O mecanismo de capa de gás geralmente não possibilita poços surgentespor longo tempo e apresenta um comportamento decrescente da razão gás– óleo (RGO).

( ) O mecanismo de influxo de água apresenta pequenas quedas de pressão,que permanece elevada e possibilita poços surgentes por mais tempo. É omelhor mecanismo de produção, possibilitando recuperação primária de30% a 40%, podendo atingir valores consideravelmente mais elevados.

F

F

V

8. RESERVATÓRIOS

8.4. BALANÇO DE MATERIAIS EM RESERVATÓRIOS DE GÁS

• Balanço de materiais = Balanço de massa dos fluidos existentes no interior

dos poros da rocha-reservatório;

• Matematicamente é representado através de uma equação chamada de

Equação de Balanço de Materiais (EBM).

Em um determinado instante, temos que:

produzida massa - inicial massa atual massa =

8. RESERVATÓRIOS

Visto que os fluidos produzidos são geralmente medidos em termos de

volume numa determinada condição-padrão de pressão e temperatura, a

EBM é comumente escrita em termos dos volumes existentes no

reservatório:

produzido volume - inicial volume atual volume =

Como principais utilizações da EBM, tem-se:

• Determinação do volume original de gás;

• Determinação do volume original de óleo;

• Determinação do influxo de água de aquíferos;

• Previsão do comportamento dos reservatórios.

8. RESERVATÓRIOS

Duas principais exigências para a utilização da EBM:

• Histórico de produção;

• Histórico de pressão.

A EBM deve ser aplicada ao reservatório como um todo. Quanto maior for o

histórico do reservatório, mais confiáveis serão os resultados.

O balanço de materiais pode ser aplicado tanto em reservatórios de óleo

quanto de gás, sob os mecanismos estudados anteriormente:

• Gás em solução;

• Capa de gás;

• Influxo de água.

8. RESERVATÓRIOS

Método volumétrico

Os volumes originais de gás e óleo podem ser determinados através do

conhecimento de alguns parâmetros como: Volume do reservatório,

porosidade da rocha e saturação de água conata.

Volume original de gás:gi

gir

B

SVG

φ=

gi

wir

B

SVG

)1( −= φou

Onde: Vr é o volume total do reservatório; φ é a porosidade da rocha; Sg a

saturação de gás, Bg o fator volume-formação do gás, Sw a saturação de água

e o índice i se refere às condições iniciais.

Volume original de óleo:oi

oir

B

SVN

φ=oi

wir

B

SVN

)1( −= φou

Onde: Soi é a saturação inicial de óleo e Boi o fator volume-formação inicial do

óleo.

8. RESERVATÓRIOS

Equação de balanço de materiais generalizada:

Reservatórios de gás

Pelo princípio da conservação de massa no interior do reservatório, temos:

atual massa - inicial massa produzida massa =

Se a composição do gás produzido é constante, podemos afirmar que os

volumes são diretamente proporcionais as massas.

p

ZRT

molecularmassa

massaV = (Eq. de estado)

Logo,

atual volume - inicial volume produzido volume =

8. RESERVATÓRIOS

O balanço de massa também pode ser expresso em termos do número de

mols de gás:

(atual)(inicial) )(produzido nnn ip −=

Utilizando a equação de estado dos gases reais, temos:

00

0

RTZ

Gpn p

p =Z0 = 1

Cond. padrão0

0

RT

Gpn p

p =RTZ

Vpn

i

iii =

(Gp é o volume de gás produzido acumulado)

ZRT

pVn =

Portanto, a EBM generalizada para um reservatório de gás é:

−= p

i

ii GT

Tp

Z

Vp

VZ

p

0

01

8. RESERVATÓRIOS

Reservatórios volumétricos de gás seco:

• Reservatório volumétrico é aquele que produz apenas por depleção, ou

seja, pela expansão do gás;

• Não há produção de água;

• A variação do volume poroso devido a compressibilidade da rocha e da

água conata são desprezíveis.

Logo, o volume (V) ocupado pelo gás em uma pressão média p qualquer, é

igual ao volume inicial (Vi).

−= p

i

ii GT

Tp

Z

Vp

VZ

p

0

01p

ii

i GTV

Tp

Z

p

Z

p

0

0−=

8. RESERVATÓRIOS

O volume inicial (Vi) também pode ser escrito em função do volume original

de gás G, medido nas condições-padrão.

gii GBV =

Onde,

Logo,

i

ii

pT

TpZGV

0

0=

pii

i GTV

Tp

Z

p

Z

p

0

0−= pi

i

i

i GGZ

p

Z

p

Z

p −=

i

ii

i

igi pT

TpZ

p

nRTZp

nRTZ

V

VB

0

0

0

000

===

8. RESERVATÓRIOS

A partir de um histórico de pressão e produção acumulada (Gp), pode-se

traçar um gráfico que permite prever o comportamento futuro do reservatório

e o volume de gás existente (volume original, G).

pi

i

i

i GGZ

p

Z

p

Z

p −=

8. RESERVATÓRIOS

Outra forma de se calcular o volume original, G, é através do balanço

volumétrico (V = Vi).

Logo, gigp GBBGG =− )(

O que fornece:

gig

gp

BB

BGG

−=

8. RESERVATÓRIOS

Exercício: Um reservatório volumétrico de gás tem uma pressão inicial de 250

kgf/cm2, porosidade de 20,0 % e saturação de água conata irredutível de 20

%. O fator volume – formação do gás a uma pressão de 250 Kgf/cm2 é de

0,00321 m3 / m3 std e a 40 Kgf/cm2 é de 0,0123 m3/m3 std.

-Calcule o volume original de gás (nas condições padrão) para um volume de

rocha de 40,0 X 106 m3, admitindo uma pressão de abandono de 40 Kgf/cm2 e

a produção acumulada de gás no abandono.

8. RESERVATÓRIOS

8.5. ESTIMATIVA DE RESERVAS

• “Atividade dirigida à obtenção dos volumes de fluidos que podem ser

retirados do reservatório até que ele chegue à condição de abandono”;

• Os investimentos do projeto e custos de operação são pagos com a receita

obtida com a comercialização dos fluidos a serem produzidos;

• Geralmente as empresas de petróleo estabelecem os seus próprios critérios

e normas;

• Porém, as empresas tendem a se basear nos critérios do código internacional

da SPE, para que se possa fazer uma comparação das reservas de outras

empresas e países.

8. RESERVATÓRIOS

Definições:

• Volume original: Quantidade de fluido existente no reservatório na época da

sua descoberta (volume original de gás e volume original de óleo);

• Volume recuperável: Volume de óleo ou gás que se espera produzir de uma

acumulação de petróleo;

• Fator de recuperação: Quociente entre o volume recuperável e o volume

original, ou seja, fração do volume original que se espera produzir;

8. RESERVATÓRIOS

• Produção acumulada: Quantidade de fluido que já foi produzida de um

reservatório até uma determinada época;

• Fração recuperada: Quociente entre a produção acumulada e o volume

original, ou seja, fração do fluido original que foi produzida até um

determinado instante;

• Reserva: Quantidade de fluido que ainda pode ser obtida de um reservatório

de petróleo numa época qualquer da sua vida produtiva. Na época da

descoberta, como ainda nenhum fluido foi produzido, a reserva é

numericamente igual ao volume recuperável.

8. RESERVATÓRIOS

Condições de reservatório e condições-padrão:

• Todos os volumes (óleo original, produção acumulada, reservas etc.) por

convenção são expressos em condições-standard ou padrão, ou seja, como

se eles estivessem sujeitos às condições de pressão e temperatura

definidos como standard ou padrão.

• As condições-padrão ou condições-standard são às vezes denominadas

condições básicas.


• Brasil (ANP): 1 atm (1,033 kgf/cm2) e 20oC

• EUA: 14,7 psia (1 atm) e 60oF (15,6ºC)

8. RESERVATÓRIOS

Fator de recuperação e reservas:

8. RESERVATÓRIOS

Condições de abandono e volume recuperável:

Estimativa do volume recuperávelEstudo do reservatório;

Aspectos técnicos e econômicos.

À medida que o tempo vai passando, a produção de petróleo vai decrescendo,

tendendo-se à situação em que a receita proveniente da venda do petróleo é

insuficiente para cobrir as despesas com a manutenção da operação. Essa é a

condição de abandono do projeto. Não existe um ponto definido para isso

ocorrer (oscilações de mercado).

Como se pode ver, o volume recuperável e por conseqüência o fator de

recuperação sofrem alterações ao longo da vida produtiva do reservatório.

8. RESERVATÓRIOS

Métodos de cálculo:

Não existe uma maneira única de se estimar os volumes originais de HC e as

reservas de uma jazida de petróleo.

Analogia;

Análise de risco;

Método volumétrico;

Desempenho do reservatório.

A escolha de um ou outro tipo depende, entre outros fatores da época em que

é feito o estudo e da quantidade de informações disponíveis a respeito da

jazida.

8. RESERVATÓRIOS

Analogia:

• Este é um tipo de procedimento utilizado em uma época que precede à

perfuração do poço pioneiro. Nessa época as informações a respeito do

reservatório são praticamente inexistentes.

• As estimativas são feitas a partir de dados e resultados de reservatórios

localizados nas proximidades, os quais se acredita que tenham

características semelhantes às do reservatório que está sendo estudado.

• É evidente que esse tipo de estimativa está sujeito a erros, uma vez que o

estudo não se baseia em dados reais do reservatório.

8. RESERVATÓRIOS

Análise de risco:

• Procedimento utilizado, TAMBÉM, em uma época que precede à perfuração

do poço pioneiro. Nessa época as informações a respeito do reservatório são

praticamente inexistentes.

• As estimativas são feitas a partir de dados e resultados de reservatórios

localizados nas proximidades, os quais se acredita que tenham

características semelhantes às do reservatório que está sendo estudado.

• A diferença entre os dois processos reside no fato de que na análise de risco

existe uma certa sofisticação no tratamento estatístico dos dados e os

resultados são apresentados, não como um valor único, mas como uma faixa

de resultados possíveis.

8. RESERVATÓRIOS

Método volumétrico:

• Este é um método para cálculo do volume original que pode ser usado tanto

para reservatório de líquido quanto para reservatório de gás.

• O método se baseia na determinação volumétrica da quantidade total de

hidrocarbonetos originalmente existentes no reservatório.

• Seja Vr o volume total da rocha que compõe o reservatório, cuja porosidade

média é φ. O volume poroso será dado por Vrφ. Como uma parte do volume

poroso está ocupada pela saturação inicial da água (Swi), somente a fração

(1-Swi) poderá estar ocupada por HC. Assim o volume de HC, em condições

de reservatório, é dado pelo produto Vrφ(1-Swi).

8. RESERVATÓRIOS

Fig. – Volume original – reservatório de óleo.

oi

siwirs B

RSVG

)1( −= φ

8. RESERVATÓRIOS

Fig. – Volume original – reservatório de gás.

8. RESERVATÓRIOS

• A porosidade da rocha e a saturação de água podem ser obtidos através de

perfis ou de análises de amostras de testemunhos dos poços realizadas em

laboratório;

• Os fatores volume-formação dos fluidos do reservatório podem ser obtidos

através de análises PVT ou de correlações empíricas;

• O cálculo do volume de rocha é obtido de mapa fornecido pela área da

geologia. A partir da perfuração de poços e da delimitação do campo é

traçado o chamado mapa de isópacas, que indica os pontos do reservatório

que contêm hidrocarbonetos e possuem igual espessuras da formação.

8. RESERVATÓRIOS

Desempenho do reservatório:

• São utilizados modelos em que a previsão do comportamento futuro (ou

desempenho futuro) do reservatório se baseia em seu comportamento

passado.

• É necessário que o reservatório já tenha um histórico de produção.

• A “Análise do declínio de produção”, a utilização da “Equação de balanço de

materiais” para a previsão de comportamento e a “Simulação numérica de

reservatórios” são métodos que se inserem no grupo denominado

desempenho do reservatório.

• A utilização de um ou outro método depende de fatores tais como a

quantidade e o tipo de dados de rocha e fluido disponíveis, a existência de

recursos de informática (software e hardware) etc.

8. RESERVATÓRIOS

8.6. MÉTODOS DE RECUPERAÇÃO SECUNDÁRIA

Energia primária – A grandeza dessa energia é determinada pelo volume e pela

natureza dos fluidos existentes na acumulação, bem como pelos níveis de

pressão e de temperatura reinantes no reservatório.

Ações para minimizar a dissipação da energia primária:

• Suplementá-la com energia secundária, artificialmente comunicada, através

da injeção de certos fluidos em poços selecionados;

• Reduzir as resistências viscosas e/ou capilares por meio de métodos

especiais, como por exemplo o aquecimento da jazida.

8. RESERVATÓRIOS

Recuperação primária: Quantidade de óleo que pode ser retirada de um

reservatório devido sua energia natural.

Recuperação secundária: Quantidade adicional de óleo retirada de um

reservatório.

Obs: O termo “Recuperação secundária” também é utilizado para denominar as

operações que conduzem à obtenção dessa quantidade adicional de óleo.

Manutenção de pressão: Operações de recuperação secundária que começam

antes de terminar a fase de produção primária.

Obs: Elevação artificial e estimulação de poços NÃO são métodos de

recuperação secundária. Estão mais ligados ao comportamento dos poços

produtores do que ao comportamento do reservatório como um todo.

8. RESERVATÓRIOS

Objetivos dos métodos de recuperação secundária:

• Aumentar a eficiência de recuperação.

- A eficiência de recuperação dos projetos de recuperação secundária bem-

sucedidos pode ser superior a 60%, embora o valor mais frequente seja de

30 a 50%.

• Acelerar a produção ou reduzir a velocidade do seu declínio natural.

- A aceleração da produção provoca a antecipação do fluxo de caixa

esperado do projeto, aumentando o seu valor presente e melhorando a

economicidade da explotação do reservatório.

8. RESERVATÓRIOS

Incentivos à recuperação secundária:

• Preço do petróleo.

- O preço do petróleo bruto é determinado principalmente pelas pressões de

oferta e da procura desse produto no mercado internacional;

- As altas de preço do petróleo incentivam a proliferação dos projetos de

recuperação secundária.

• Custo de exploração.

- A descoberta de acumulações de petróleo faz-se geralmente com

dificuldades e riscos crescentes;

- Quando os custos de exploração crescem, a atratividade dos projetos de

recuperação secundária também cresce.

8. RESERVATÓRIOS

• Custo de desenvolvimento.

- O desenvolvimento de campos de petróleo com formações mais profundas

ou localizados em regiões menos acessíveis requer maiores investimentos.

• Custo de produção.

- Os projetos de recuperação secundária tem normalmente custos

operacionais mais altos que a recuperação primária, em decorrência das

operações de manuseio e tratamento dos fluidos injetados;

- Porém, a possibilidade de manutenção ou mesmo elevação da pressão do

reservatório pode ampliar o período de surgência dos poços produtores e

diminuir os custos de elevação do petróleo.

8. RESERVATÓRIOS

• Avanços tecnológicos.

- A descoberta de métodos novos e mais eficientes de recuperação

secundária, bem como os aperfeiçoamentos introduzidos nos métodos já

existentes, podem tornar projetos até então marginais ou mesmo

antieconômicos em projetos economicamente viáveis.

- A descoberta de novas aplicações para o petróleo também é um incentivo à

sua produção e, conseqüentemente, à recuperação secundária.

8. RESERVATÓRIOS

Classificação dos métodos de recuperação secundária :

• Recuperação primária → Métodos de recuperação secundária → Métodos

de recuperação terciária.

• Recuperação primária → Recuperação secundária.

• Recuperação primária → Métodos convencionais de recuperação

secundária → Métodos especiais de recuperação secundária.

• Na literatura inglesa: Métodos especiais de recuperação secundária =

EOR (Enhanced Oil Recovery).

• EOR → IOR (Improved Oil Recovery). - O IOR engloba além do EOR,

todos os novos métodos com o objetivo de aumentar a recuperação e/ou

acelerar a produção.

8. RESERVATÓRIOS

Métodos convencionais de recuperação secundária: “Injeção de água” e

“Processo imiscível de injeção de gás”.

Obs: O método convencional de recuperação secundária mais utilizado no

mundo é a injeção de água. No Brasil o primeiro campo a usar esse processo

de recuperação foi o de Dom João, localizado na Bahia, em 1953.

Métodos especiais de recuperação secundária: “Injeção miscível de gás”,

“injeção de vapor”, “injeção de polímeros” e a “combustão in situ”.

Ciclo de Vida de um Campo de Petróleo (Borges, 2009 apud Sampaio, 2006)

8. RESERVATÓRIOS

8. RESERVATÓRIOS

Métodos especiais de recuperação secundária:

Por que aplicar um método especial de recuperação?

O principal método convencional de recuperação secundária é a injeção de

água, que possui vantagens sobre outros mecanismos de recuperação

secundária.

Em um determinado campo ou mesmo país é comum o número de projetos de

recuperação secundária convencional aumentar até atingir um pico e depois

declinar. Isso ocorre porque deixam de haver reservatórios adequados para a

aplicação desses métodos, em termos econômicos. Nesse ponto surge a

questão de como fazer para manter ou reduzir a taxa de declínio das vazões de

produção.

8. RESERVATÓRIOS

Em geral, os lucros comparativamente menores obtidos com a recuperação

especial são devidos a uma menor recuperação de óleo, em relação à

recuperação convencional, e aos custos de investimento e de operação

relativamente maiores.

A maioria dos métodos especiais de recuperação é pesadamente penalizada

com os custos de produtos químicos e/ou custos de equipamentos.

8. RESERVATÓRIOS

Observações:

A maior parte do óleo não recuperado após a injeção de água é deixada na

forma de gotas microscópicas de óleo residual.

Tipicamente o óleo residual apresenta de 60% a 90% de todo o óleo

remanescente depois de um projeto de injeção de água. Os outros 40% a 10%

do óleo permanecem nos bolsões não varridos ou nas regiões ultrapassadas.

Assim, a maior ênfase no desenvolvimento de métodos especiais de

recuperação tem sido no sentido de recuperar o óleo residual.

8. RESERVATÓRIOS

O óleo residual pode ser recuperado pela injeção de um fluido miscível com o

óleo do reservatório.

Se dois fluidos miscíveis, querosene e óleo, por exemplo, são colocados em

um recipiente, eles se misturam um no outro sem qualquer interface.

Sem interface não há forças capilares e a gota de óleo pode ser desalojada

pelas forças dinâmicas ou viscosas.

“A chave para um estudo de recuperação especial é determinar a saturação de

óleo residual após a injeção de água. Para se obter a saturação residual de

óleo pode ser necessário a retirada de amostras de testemunhos a partir de

perfurações realizadas na parte do reservatório varrida pela água.”

Recuperação avançada de petróleo utilizando um sistema microemulsionado

• Mestranda : Gabriela Fontes Deiró Ferreira

• Orientador : Prof. Dr. Luiz Carlos L. Santos

• Co-Orientadora: Profa. Dra. Ana Cristina Morais da Silva

8. RESERVATÓRIOS

Universidade Federal da Bahia Programa de Pós graduação Engenharia Química

Salvador - Bahia

Junho de 2015

8. RESERVATÓRIOS

Porcentagem de Publicações Científicas sobre EOR nos Últimos Anos (Science Direct)

0%

2%

4%

6%

8%

10%

12%

14%

16%

1979

1981

1983

1985

1987

1989

1991

1993

1995

1997

1999

2001

2003

2005

2007

2009

2011

2013

2015

Poc

enta

gem

de

Pub

licaç

ões

8. RESERVATÓRIOS

� Prospecção Tecnológica

� Revisão Bibliográfica

� Construção do Diagrama de Fases

� Caracterização do Petróleo

� Caracterização dos Biosurfactantes

� Preparação dos Plugs

� Montagem do Sistema de Injeção

� Teste de Estanqueidade

� Caracterização da Microemulsão

e Salmoura

� Injeção dos Fluidos

� Cálculo da Fração Recuperada

Andamento do projeto

8. RESERVATÓRIOS

9. MÉTODOS DE ELEVAÇÃO DE PETRÓLEO

No início da vida produtiva da maioria dos poços a pressão do reservatório é

geralmente elevada, permitindo o fluxo livre dos fluidos do reservatório para a

superfície, este fenômeno é conhecido como Elevação Natural.

Os poços que produzem por elevação natural são denominados de poços

surgentes (flowing wells), sendo a pressão disponível no reservatório

suficiente para vencer as perdas de cargas no meio poroso, na coluna de

produção e na linha de produção.


Se a pressão disponível no reservatório for superior a pressão necessária para

manter a vazão desejada, acrescenta-se uma restrição ao fluxo na superfície,

conhecida como “choke”, para controle da vazão de produção.

Entretanto, em virtude da produção contínua, a pressão do reservatório

diminui, não sendo mais suficiente para vencer as perdas de pressão no

caminho até a superfície.

Quando a pressão do reservatório não é mais suficiente para elevar os fluidos

à superfície ou deseja-se aumentar a produção, se faz necessário fornecer um

diferencial de pressão adicional ao fundo do poço, o que resultará em um

aumento de vazão.


Os mecanismos disponíveis e específicos para este fim, são conhecidos na

indústria do petróleo como Métodos de Elevação Artificial.

Todos funcionam com o mesmo princípio, a energia é gerada na superfície e

transmitida ao fluido através de uma bomba de fundo ou através da injeção de

gás comprimido.


Os mecanismos de elevação artificial podem ser distinguidos através das

seguintes características:

�utilização de bombas de fundo ou downhole pump para aumentar a pressão

no poço e vencer as perdas de pressão da coluna;

�injeção contínua de gás comprimido no fundo do poço, para através da

energia de expansão do gás e a redução da densidade do fluido, deslocar os

fluidos para as facilidades de produção, e

�injeção de gás a alta pressão elevando o líquido acima de um ponto de

injeção.


Os métodos de elevação artificial mais conhecidos são:

� Bombeio Mecânico com Hastes (BM);

� Bombeio por Cavidades Progressivas (BCP);

� Bombeio Centrífugo Submerso (BCS);

� Gas-lift contínuo e intermitente (GLC e GLI).

A escolha de um método de elevação artificial depende de vários fatores

como: a geometria do poço, a localização, características do fluido produzidos,

teor de areia produzida pela formação, a profundidade do reservatório, a razão

gás-óleo (RGO), segurança e os custos.


9.1. ELEVAÇÃO NATURAL

O fluxo de fluidos ocorre devido a própria energia do reservatório.

Os poços surgentes produzem com menores problemas operacionais, com

maiores vazões de líquidos e com menor custo por unidade de volume

produzido.


Elevação artificial:

Quando a pressão do reservatório não é mais suficiente para elevar os fluidos

à superfície ou deseja-se aumentar a produção, se faz necessário fornecer um

diferencial de pressão adicional sobre o fundo do poço, o que resultará em um

aumento de vazão.

Os mecanismos disponíveis e específicos para este fim são conhecidos na

indústria do petróleo como Métodos de Elevação Artificial.


Bombeio Mecânico com hastes (BM):

Primeiro método de elevação artificial que surgiu na indústria do petróleo, sua

importância se reflete no número de instalações existentes, correspondendo a

80% dos poços produtores mundiais.

No Brasil, responde por cerca de 8% da produção diária de petróleo,

equipando em torno de 70% dos poços produtores terrestres.

No bombeio mecânico a energia é transmitida ao fluido através de uma bomba

alternativa de simples efeito posicionada no fundo do poço.


A unidade de bombeio converte o movimento de rotação do motor em

movimento alternado requerido pela haste polida.

A seleção de uma unidade de bombeio para um determinado poço depende do

máximo torque, da máxima carga e o máximo curso de haste polida que irão

ocorrer no poço.


Bomba de fundo:

A bomba de fundo utilizada no bombeio mecânico é do tipo alternativa de

simples efeito, só bombeia no curso ascendente.

Em outras palavras, é do tipo deslocamento positivo, ou seja, na teoria o fluido

que entra na sucção não volta.


No curso ascendente:

A válvula de passeio permanece fechada

sustentando todo o peso do fluido que está

se deslocando para a superfície, provocando

um alongamento da coluna de hastes.

Enquanto isso, a válvula de pé permanece

aberta, permitindo que o fluido alimente a

camisa da bomba. A quantidade de fluido

produzido equivale ao volume do cilindro

definido pela área do pistão da bomba de

fundo e pelo seu curso útil, descontando o

volume ocupado pela haste do pistão.


No curso descendente:

A válvula de passeio permanece aberta,

permitindo que o fluido dentro da camisa da

bomba se desloque para cima do pistão, e a

válvula de pé permanece fechada, impedindo

que o fluido retorne para o anular. Como a

válvula de passeio encontra-se aberta, o peso

de fluido presente na coluna de produção é

sustentado pela válvula de pé.


Principais características do BM:

� Baixo custo com investimentos e manutenção;

� Opera com fluidos de diferentes composições e viscosidades;

� Larga faixa de temperatura;

� Menor custo/produção;

� Baixa vazão;

�Pequenas a médias profundidades;

� Problemático em poços desviados;

� Restrição à areia;

� Problemático com alta RGL.


Bombeio por Cavidades Progressivas (BCP):

Método de elevação artificial em que a energia é transmitida ao fluido através

de uma bomba de cavidades progressivas posicionada no fundo do poço.

O BCP é um método de elevação artificial que emprega uma bomba de

cavidades progressivas, cujo movimento rotacional induz o movimento destas

cavidades no sentido ascendente, provocando como conseqüência o

bombeamento do fluido.


Principais características do BCP:

� Baixa a média vazão;

�Pequenas a médias profundidades;

�Pouca restrição à areia;

� Aplicável a poços com fluidos viscosos e parafínicos;

� Problemático em poços com altas temperaturas.


O sistema BCP consiste basicamente de uma cabeça de acionamento, das

colunas de hastes e de tubos, de equipamentos auxiliares e de uma bomba de

fundo helicoidal (tipo parafuso sem fim).

A cabeça de acionamento converte energia em torque promovendo

movimento rotativo à coluna de hastes que por sua vez transmite o movimento

rotacional à bomba de fundo, a qual fornece a pressão necessária para elevar

os fluidos até a superfície.

As bombas de cavidade progressiva são baseadas no princípio de

deslocamento positivo, que consiste, basicamente, na rotação de um elemento

da bomba, rotor, em elemento estacionário, estator.

Sistema BCP:


Sob condições de operação semelhantes, o sistema BCP apresenta as

seguintes vantagens em relação aos outros métodos de elevação artificial:

� menor investimento inicial;

� rapidez e facilidade de instalação;

� manutenção reduzida;

� equipamentos de superfícies de dimensões reduzidas;

� consumo de energia reduzido;

� fácil ajuste para diversas vazões.


Bombeio Centrífugo Submerso (BCS):

Método de elevação artificial em que a energia é transmitida para o fundo do

poço através de cabo elétrico.

A energia elétrica é transformada em energia mecânica por um motor de sub-

superfície, o qual está diretamente conectado à bomba centrífuga.

Esta, por sua vez, transmite a energia para o fluido sob a forma de pressão,

elevando-o para a superfície.


Principais características do BCS:

� Range de vazão flexível;

� Pode operar com alta fração de água produzida;

� Contra indicado para grande produção de areia;

� Bom desempenho para grandes profundidades;

� Aplicável a poços desviados;

� Problema com alta razão gás-líquido;

� Diminui eficiência com fluidos viscosos.


É um método de elevação aplicável em zonas urbanas, pois o único

equipamento colocado na superfície é a cabeça de produção.

A escolha do método BCS deve ser criteriosa visto que os equipamentos são

importados e possuem um preço elevado.

No Brasil existem pouco mais de 250 poços produzindo por BCS.

Observações:


O sistema de elevação artificial gas-lift é um dos mais conhecidos, ele utiliza a

energia contida no gás comprimido no anular para elevar os fluidos até as

facilidades de produção.

Este método é empregado tanto em poços sem condições de surgência como

em poços onde se deseja aumentar sua produção de óleo.

O gas-lift é muito utilizado em poços que produzem fluidos com alto teor de

areia. É um método versátil em termos de vazão, de profundidade e requer

investimentos relativamente baixos.

Existem dois tipos de gás-lift – o contínuo e o intermitente.

Gas-Lift :


No gas-lift contínuo o gás é injetado na coluna de produção gaseificando a

coluna de fluido, diminuindo a densidade do fluido e reduzindo as perdas de

pressão ao longo da coluna. Assim, a pressão do reservatório torna-se

suficiente para elevar a mistura gás-líquido para a superfície.

Uma forma de entender o princípio de funcionamento do método é imaginar

um poço cuja pressão estática da formação é menor que a pressão da coluna

de fluido dentro do tubo de produção; O POÇO ESTARIA MORTO.

A injeção de gás reduz as perdas de pressão por elevação garantindo a

produtividade do poço.


No gas-lift intermitente o gás é injetado periodicamente a alta pressão,

sempre que uma coluna de fluido acima do ponto de injeção esteja em um

nível razoável.

O gás é injetado abaixo da coluna de fluido elevando-o como uma grande

golfada. Vale salientar que a vazão deve ser elevada para garantir grande

velocidade ascendente à golfada.

Deve-se empregar válvulas com maior orifício e abertura rápida.

Logo após, a injeção é interrompida até que uma nova coluna de fluido seja

formada novamente.

É a sequência de operações que tem por objetivo separar o

petróleo do gás natural, da água e de outras impurezas, juntamente com

ele produzidos das jazidas, condicionando-o para o armazenamento,

transporte.

10. PROCESSAMENTO PRIMÁRIO


elevação artificialexportação de gás

Separação eTratamento de Óleo

Compressão eTratamento de Gás

Tratamento de Água Produzida

Poços Produtores

Exportação de óleo


ÓLEO - BSW, teor de sal e enxofre

GÁS - H2O e HC, teor de CO2 e H2S

ÁGUA PRODUZIDA - teor de óleo

Especificações dos fluidos produzidos:


A indústria do petróleo enfrenta um grande desafio que é a

quantidade de água produzida durante a extração do óleo, principalmente nos

poços mais antigos.

Na fase inicial de produção de petróleo, a quantidade de água

produzida tende a zero. Entretanto, com a continuidade da produção esse teor

vai aumentando e se aproximando de 100% de água produzida, nos campos

mais antigos.

Essa água pode estar em forma de emulsão ou é trazida à superfície

juntamente com o óleo ou o gás como água livre.

10.1. TRATAMENTO DO ÓLEO


As emulsões de petróleo são formadas devido à agitação que o óleo

e a água são submetidos durante o processo de produção.

A água emulsionada no petróleo deve ser retirada do processo, pois a

mesma contém sais como cloretos, sulfatos, carbonatos de sódio, cálcio,

magnésio, bário entres outros, que podem ocasionar corrosão e comprometer

as etapas importantes nas áreas de produção, transporte e refino.


A Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis

(ANP) estabelece um limite para a quantidade de água e sedimentos

dissolvidos no óleo, sendo igual a 1% do volume de óleo regulamentado para

etapa de refino e 0,5% do volume de óleo para exportação.

Avaliação de tensoativos comerciais em sistemas microemulsionados na quebra de emulsão de petróleo

• Mestrando : Diego Rodrigo Queiroz Alves de Souza


• Co-Orientadora: Profa. Dra. Ana Katerine de Carvalho Lima Lobato


Salvador - Bahia

Junho de 2015


Diagrama de fases para C/T=10, T= Tensoativo III e C = Cotensoativo (álcool).



BSW: 24% (NBR 14647) ; Ponto de fluidez: 43 oC (ASTM D97)

80,00 86,6790,00 95,00 96,67 96,67 98,33 98,33 98,33 98,33

40,00 46,67 50,00

58,3363,33

70,00 75,00 75,00 75,00 75,00

10,00 13,3320,00 21,67

23,33 23,33 23,33 23,33 23,33 23,33

0,00

20,00

40,00

60,00

80,00

100,00

0 3 6 9 12 15 18 21 24 27 30

Tempo (min)5% de M.E. 5% Tensoativo Puro Amostra Pura

% Q

ue

bra

Porcentagem de quebra da emulsão versus tempo, para osistema com 5% de microemulsão, para o sistema com 5%de tensoativo puro e para a amostra de petróleo sem aditivo.


OBS.: Para um mesmovolume, ao se utilizar amicroemulsão teremosuma redução no custode cerca de 40% emrelação a utilização dotensoativo puro.

• Diagramas de Fase;

• Seleção do melhor diagrama;

• Construção da Rede de Scheffé;

• Caracterizar o Petróleo;

• Aplicar a microemulsão na quebra da emulsão;

• Validação da Rede de Scheffé;

• Verificar qual sistema gerou uma maior eficiência;

• Caracterizar diferentes amostras de petróleo

• Verificar a eficiência do melhor ponto em diferentes tipos de petróleo.

BSW: NBR 14647; Ponto de fluidez: ASTM D97; Viscosidade: ASTM D-445;

Densidade: ASTM D-5002; SARA: ASTM D-6560

Andamento do projeto



É a sequência de operações que tem por objetivo separar o gás

natural da água, dos gases inertes, dos gases ácidos e dos sólidos

juntamente com ele produzidos das jazidas, condicionando-o para transporte

e utilização.

10.2. TRATAMENTO DO GÁS NATURAL

Modelagem dos processos de deposição de enxofre elementar em gasodutos e dessulfurização de

correntes de gás

• Doutorando : Prof. João Paulo Lobo dos Santos


• Co-Orientador: Prof. Dr. Caetano Moraes


Salvador - Bahia

Junho de 2015


Durante o transporte do gás natural através dos gasodutos,contaminantes e impurezas sob a forma de particulados líquidos e sólidosimpactam negativamente a continuidade operacional, mesmo emquantidades muito pequenas.

A Resolução ANP n° 16, de 17 de junho de 2008 especifica o gásnatural, de origem nacional ou importado, a ser comercializado em todo oterritório nacional, e estabelece que o teor máximo de compostos sulfuradosé de até 70 mg/m³.

Embora o gás obedeça este limite, tem-se observado o acúmulo dequantidades significativas de enxofre elementar que se apresenta sob formade partículas de tamanho muito pequeno, cerca de 20 µm, de coloraçãoamarelada.


Acredita-se que o enxofre elementar seja oriundo dos próprios poçosde exploração na forma de compostos sulfurados (H2S e SOx por exemplo), noestado gasoso.

Segundo Pack (2005), a deposição do pó amarelo pode ter origemdurante a queda de pressão no ponto de entrega pelo fenômeno conhecidocomo dessublimação ou sublimação inversa (como é denominado por algunsautores).

No ponto de entrega a pressão do gás é reduzida para atender ocontrato estabelecido com o consumidor. Neste momento, ocorre umadiminuição da temperatura (efeito de Joule-Thompson), a qual ocasiona apassagem do enxofre do estado gasoso diretamente para o estado sólidodepositando-se preferencialmente nas PCV’s (Pressure Control Valves), e,quando arrastado pelas correntes de gás natural, nos instrumentos demedição.


O desenvolvimento do projeto dar-se-á seguindo uma metodologiaque prevê a realização, em paralelo, de etapas de simulações e experimentosde processos de dessulfurização de correntes gasosas.

Na primeira parte será realizada a modelagem e simulação dascondições operacionais envolvidas nos processos de remoção de compostossulfurados da corrente de gás.

Já na segunda parte, um aparato experimental de bancada seráconstruído visando a utilização de filtros e formulações (microemulsões)capazes de promover a dessulfurização do gás natural objetivando suaaplicação na corrente principal de gasodutos de transporte de gás natural,como por exemplo, em estações de compressão.



• Remoção de óleo < 20 ppm

• Teor máximo de óleo na água para descarte no mar

10.3. TRATAMENTO DA ÁGUA

Caracterização e tratamento de água produzida de petróleo visando sua reinjeção

• Mestranda : Jôsy Suyane de Brito Souza


• Co-Orientador: Prof. Dr. Luiz Mário Nelson de Góis


Salvador - Bahia

Junho de 2015


Água ProduzidaPossíveis Destinos

Descarte

Descarte no Mar

Lagoas Controladas

(Evaporação)

Reutilização

Reuso Não Convencional

Recuperação Avançada

(Reinjeção) Possíveis destinos para a água produzida em campos de petróleo e/ou gás

Fonte: Vieira, 2011. (Adaptado)


Caracterização

Agentes Corrosivos

Agentes Incrustantes

Aditivos Químicos

Teor de Óleo e Graxa

Hidrociclones

Flotação

Tratamento Por Separação Gravitacional

Microemulsão

Reinjeção

Procedimento para Reinjeção da água produzida.


11. ARMAZENAMENTO E ESCOAMENTO DE PETRÓLEO

Armazenamento de petróleo

Escoamento de petróleo e gás no mar


Terminais terrestre de armazenamento de petróleo


12. DESTINAÇÃO DO PETRÓLEO E GÁS NATURAL

Refinaria de petróleo

UPGN

PETRÓLEOGÁS

REFERÊNCIAS

Cardoso, L. C., Petróleo - Do poço ao posto. Qualitymark. 2ª Ed., 2005.

Machado, A. L. C., Apostila PROMINP. CM – Engenheiro de Planejamento.

Indústria de Petróleo e Gás – I, 2007.

Oliveira, J. B., Apostila PROMINP. CM – Engenheiro de Planejamento.

Indústria de Petróleo e Gás – II, 2007.

Rosa, A. J.; Carvalho, R. S.; Xavier, J. A. D. Engenharia de reservatórios de

petróleo. Interciência, 1ª Ed., 2006.

Silva, W. M.; Santos, J. C.; Reis, P. R. C.; Nacimento, R. J. Elevação artificial

em poços de petróleo. Lagarto/SE, 2002.

Thomas, J. E. (Org.), Fundamentos de Engenharia de Petróleo. Interciência,

2ª Ed., 2004.

eng. de planejamento - ind. petróleo e gás

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