principais características de um reservatório

Engenharia de Reservatórios• Estuda

– Caracterização das jazidas– Propriedades das rochas– Propriedades dos fluidos– Fluxo de fluidos nos meios

porosos– Mecanismos de recuperação

Abertura

– Mecanismos de recuperação

• Objetivo– Estimativa das reservas de

petróleo– Desenvolvimento das reservas de

petróleo– Otimizar a produção

Referências Bibliográficas

• Fundamentos de Engenharia de Petróleo

Autor: Thomas, José Eduardo

Editora: Interciência

• Engenharia de Reservatórios de Petróleo

Autores: Rosa, Adalberto José; Carvalho, Renato de Souza; Xavier,

José Augusto Daniel

Editora: Interciência/

Introdução

Engenharia de ReservatóriosEngenharia de Reservatórios

O que é um Reservatório de Petróleo?

Introdução à Engenharia de Reservatórios

� Sistema formado por

� exemplo de tamanho : 10 km x 10 km x 100 mcom 50 poços

Rocha (porosa e permeável)

Fluido (gás, óleo, água)

Estratégia de Explotação

� Quantos poços ?

� Onde posicionar os poços ?

� Quais tipos de poços ? (Verticais, Horizontais, Multilaterais) ?

� Injeção de água ? de gás ? de vapor ? etc.?

Introdução à Engenharia de Reservatórios

� Injeção de água ? de gás ? de vapor ? etc.

� Como operar os poços ?

� ...

� Recuperação final ?

� Curva de Produção ?

� Fluxo de caixa ?

?

?

$FR

m3

Introdução

Aspectos Gerais dos Reservatórios de Aspectos Gerais dos Reservatórios de Petróleo

Propriedades• Geometria:

– Espessura,

– Altos e Baixos Estruturais

– Estrangulamentos,

• Propriedades do Fluidos:

Aspectos Gerais

• Propriedades do Fluidos:

– Viscosidade

– Densidade,

– Compressibilidade,

– Rs,

– Pressão de Bolha,

Propriedades

• Propriedades das Rochas.

– Tipos – Arenitos e Carbonatos.

– Porosidade,

– Permeabilidade,

Aspectos Gerais

– Permeabilidade,

– Compressibilidade,

– Saturações,

– Permeabilidade Relativa,

– Pressão Capilar.

Mecanismos de Produção

• Recuperação Primária,

– Gás em Solução.

– Capa de Gás.

– Influxo de Água.

Aspectos Gerais

– Influxo de Água.

– Mecanismo Combinado.

– Segregação Gravitacional.


• Recuperação Secundária Convencional:

– Injeção de Água,

– Injeção de Gás Imiscível,

• Métodos Especiais

Aspectos Gerais


– Injeção de Gás Miscível (CO2),

– Injeção de Vapor,

– WAG

– Injeção de Produtos Químicos (Polímeros, Surfactantes etc)

grão

compactação

fluxo de fluidos

cimento

Porosidade Aos espaços vazios existentes no interior da rocha dá-se o nome de porosidade .

A porosidade depende da forma, da arrumação, da variação de tamanho dos grãos e do grau de cimentação da rocha.

Principais Características de um Reservatório

A porosidade é definida por:

sendo,

Vvazios = V poroso = volume poroso da rocha

Vtotal = volume total da rocha

Porosidade absoluta – é a relação entre o volume total de vazios de uma rocha e o volume total da mesma;

Porosidade efetiva - é a relação entre os espaços vazios interconectados de uma rocha e o volume total da mesma;

� Redução de volume de um corpo quando submetido a uma compressão P.

� Compressibilidade efetiva da formação:


Compressibilidade da Rocha

Permeabilidade Quando os espaços vazios (poros) no interior da rochasão interconectados, diz-se que a rocha é permeável.

Poros interconectados rochas permeáveis


Poros isolados rochas impermeáveis

Permeabilidade absoluta (k) A medida da capacidade de uma rocha permitir fluxo de fluidos é chamada de “permeabilidade ”.

Quando existe apenas um único fluido saturando a rocha, esta propriedade recebe o nome de “permeabilidade


nome de “permeabilidade absoluta ”.

A unidade de medida é o darcy, em homenagem ao francês Henry D’arcy, que formulou a equação de deslocamento de fluidos em meios porosos.

Os espaços vazios da rocha podem estar preenchidos por 3 fluidos: óleo , gás e água .

A saturação de óleo, água e gás é o percentual do volume poroso (Vp) ocupado por cada uma destas fases.

Saturação de óleo: So = Vo/VpSaturação de gás: Sg = Vg/VpSaturação de água: Sw = Vw/Vp

Saturação de fluidos


So + Sg + Sw = 1

Os reservatórios de petróleo sempre apresentam uma saturação de água irredutível, Swir .

A saturação de água inicial também é chamada de saturação de água conata, Swc.

Após a produção os reservatórios apresentam uma saturação de óleo irredutível, Sor , e podem apresentar uma saturação de gás irredutível, Sgr.

Permeabilidade Efetiva (k o, kg e kw)Uma rocha reservatório sempre contém 2 ou mais fluidos.

A facilidade com que cada fluido se move é chamada “permeabilidade efetiva”.

As permeabilidades efetivas aos fluidos dependem das saturações de cada um dos fluidos no meio poroso.


Permeabilidade Relativa (k ro, krg e krw)A permeabilidade relativa do óleo, gás ou água é o quociente entre a permeabilidade efetiva e a permeabilidade absoluta(k) do meio em que se encontra o fluido.

Permeabilidade relativa ao Óleo: kro = ko/kPermeabilidade relativa ao Gás: krg = kg/kPermeabilidade relativa à Água: krw = kw/k

Mobilidade

É a relação existente entre a permeabilidade efetiva (k) e a viscosidade (µ) do fluido.Mobilidade do Óleo: λo = ko/µoMobilidade da Água: λw = kw/µw

A mobilidade do fluido também depende da saturação, e seu valor é importante para a eficiência da injeção de água no reservatório (que estudaremos adiante).

A razão de mobilidades é : M=λw/λo


Quanto maior for a razão de mobilidades, menor será a eficiência de varrido do óleo.

Injeção de água Produção de óleo

Reservatório

MA

Óleo

Pressão Capilar

É a pressão decorrente do equilíbrio entre as tensões interfaciais entre o óleo, a água e a rocha. No meio poroso, a pressão capilar introduz uma zona de transição entre a zona de óleo e água.


Saturação de Água

Pro

fund

idad

e ÁguaP

ress

ãoC

apila

r

Contato o/a observado

Pc=0 (NAL)

Como é feita a classificação dos reservatórios de petróleo?

É feita de acordo com o comportamento da mistura de hidrocarbonetos nele contida.

Apenas a composição da mistura não é suficiente para determinar seu estado físico. O

comportamento depende das condições de pressão e temperatura a que estiver

submetida no reservatório.

Como é o comportamento das Fases?

Existem dois tipos de substâncias: a pura e mistura.

A substância pura é aquela onde a vaporização total a uma determinada pressão

Classificação dos Reservatórios

A substância pura é aquela onde a vaporização total a uma determinada pressão constante se processa à temperatura constante.

Diagrama de fases Substância Pura

� Vaporização de uma substância pura

� T2 Temperatura de ebulição (Ponto de bolha ou de ebulição).

� T3 Temperatura de condensação, caminho inverso (ponto de orvalho = ponto de bolha para substâncias puras).

� Pressão crítica: maior pressão na qual as duas fases coexistem. Para P>Pcrit chamamos a mistura apenas de “fluido”.

� Se feito à T constante (Reservatórios de Petróleo): Pressão de bolha ou pressão de saturação.


bolha ou pressão de saturação.

• Mistura de hidrocarbonetos• Vaporização total não se processa à temperatura constante.

• Ponto 2 – Ponto de bolha (inicio da vaporização – mais leves).

• Ponto 3 – Ponto de orvalho (toda a mistura no estado gasoso).

• Pb e Po são diferentes.

• Ligando-se os Pb e Po obtém-se

a curva dos pontos de bolha e dos

Produção no Reservatório


a curva dos pontos de bolha e dos

pontos de orvalho respectivamente.

• As duas curvas se encontram no

ponto crítico

Cp

Pre

ssão

Ponto crítico

óleo+

Envelope de Fases (1)


TTemperatura

Pre

ssão

óleo+

gás

Tipos de reservatório

Em função das diferentes composições das misturas dos hidrocarbonetos e das diferentes condições de temperatura e pressão, existem três tipos de reservatórios: 1) Reservatório de óleo.2) Reservatório de gás .3) Reservatórios que possuem gás e óleo em equilíbrio (capa de gás).


Reservatório de gás e óleo em equilíbrio Reservatório de óleo

C

pR

Pre

ssão

LÍQUIDO

A

Ponto críticoB

Condições originais do reservatório

(pR,TR)Reservatório Black Oil


TTemperatura

Pre

ssão

GÁS

D

TR

02550

75% líq

Ts, ps

S

óleo+ gás

C

p

Pre

ssão

LÍQUIDO

Ponto críticoB

D

Condições originais do reservatório

pR(pR,TR)A

75% líq

Reservatório de Óleo Volátil


TTemperatura

Pre

ssão

GÁS

E

TR

0

50

25

FTs, ps

S

óleo+ gás

75% líq

• Reservatórios de gás

• Jazida de petróleo contendo uma mistura de hidrocarbonetos no estado gasoso

• Temperatura da mistura encontra-se ao lado direito da temperatura crítica


direito da temperatura crítica

• Classificam-se em:

�Reservatórios de gás seco

�Reservatórios de gás úmido (ou gás condensado)

�Reservatórios de gás retrogrado

Reservatório de Gás Seco

p

ACondições originais do reservatório

LÍQUIDO

Ponto crítico


T

GÁS

B

reservatório

75 50 25

%Líq.

Ts, psS

0

100

p

LÍQUIDO

%Líq.

Ponto crítico

ACondições originais do

Reservatório de Gás Úmido


T

GÁS

100

75

50

25

%Líq.

0

B

originais do reservatório

TR

Ts,psS

C

óleo+

pCondições originais do reservatório

Condensação retrógrada

ÓLEO A

B

Reservatório de Gás Condensado ou Retrógrado


+ gás

TGÁS

retrógrada

Vaporização normal

D

ES

Ts, ps

• Reservatórios de óleo e gás

– Apresentam as fases líquida e vapor em equilíbrio no reservatório.

– A fase vapor, menos densa,


A fase vapor, menos densa,

se acumula nas partes mais

altas do reservatório,

formando o que se denomina

capa de gás.

Fluidos produzidos

Um comportamento padrão esperado para um reservatório é que ele produza óleo, gás natural e água.

Ao serem trazidos para a superfície, os fluidos do reservatório se dividem. À medida em que o fluido é elevado dentro da coluna de produção do poço, a pressão diminui e o gás que está dissolvido no óleo sai e o gás livre se expande. Por isso, nas

Fluidos Produzidos

Condição dos fluidos no reservatório

Condição dos fluidos na superfície

e o gás livre se expande. Por isso, nas condições de superfície, o volume de gás é maior e o volume de óleo menor. O óleo sofre um “encolhimento” quando o gás em solução se “desprende” dele.

As condições de superfície (standard), correspondem a pressão de 1 atm e temperatura de 20°C.

Vazões de produção normalmente são dadas em condição de padrão (standard): m3std/d ou stb/d

Produção de óleo: é a parte dos hidrocarbonetos que permanece no estado líquido quando a mistura é levada para a superfície.

Produção de gás: é proveniente dos hidrocarbonetos que, no reservatório já se encontram no estado gasoso (gás livre) e do gás que sai de solução do óleo, ou seja, se vaporizam quando a mistura é levada para a superfície.

Fluidos Produzidos

Produção de água: é proveniente da água de formação (conata na região com óleo ou aquífero) e da água de injeção, no caso de projetos onde a injeção de água é usada para aumentar a recuperação do campo.

Fluidos Produzidos

O que são RGO, RAO e BSW?

São indicadores muito utilizados para o acompanhamento da vida do reservatório.

A razão gás-óleo (RGO) é a relação entre as vazões instantâneas de gás e óleo.

A razão água-óleo (RAO) é a relação entre as vazões instantâneas de água e óleo.

Fluidos Produzidos

O BSW é a razão entre as vazões instantâneas de água mais os sedimentos que estão sendo produzidos e total de líquidos e sedimentos.

RGO, BSW e RAO

01/01/2009

01/01/2010?

01/01/2013?

01/01/2015?

Fluidos Produzidos

Qo Qg Qw RGO BSW RAO1/1/2009 3600 340000 0 94 0% 0.001/1/2010 3150 760000 0 241 0% 0.001/1/2013 2800 230000 700 82 20% 0.251/1/2015 1700 130000 1750 76 51% 1.03

Fator volume de formação do gás (Bg)

• Razão entre o volume que o gás ocupa numa condição de pressão e temperatura qualquer e o volume que ele ocupa nas condições padrão.

Fluidos Produzidos

Fator volume de formação do óleo (Bo)

Durante a elevação do óleo, a pressão diminui. Com isso há uma expansão do óleo até o

limite (Pb), onde o gás começa a se “desprender” do óleo, chegando na superfície em

duas fases (gás e óleo).

O fator volume de formação do óleo ou fator de encolhimento, expressa o volume da

mistura, numa condição de pressão e temperatura qualquer, que é necessário para se

obter uma unidade de volume de óleo nas condições de superfície. O Bo é sempre um

número ≥ 1,0. Quanto maior o B , menor volume de óleo teremos na superfície.

Fluidos Produzidos

número ≥ 1,0. Quanto maior o Bo, menor volume de óleo teremos na superfície.

Psat

VresBo

Vsup=

1,1

.

.

.

Fluidos Produzidos

pressãopsat1,0

1,1

Razão de solubilidade (Rs)

A Razão de Solubilidade do óleo, a uma certa condição de pressão e temperatura, é a

relação entre o volume de gás que está dissolvido (expresso em condições de superfície)

e o volume de óleo que será obtido da mistura.

A Rs é constante, da pressão original até a pressão de saturação (Pb), onde a partir daí o

gás se “desprende” do óleo. Durante a vida do reservatório, a pressão deste cai com a

Fluidos Produzidos

produção e até (Pb) só existe uma única fase no reservatório (óleo). Depois da (Pb), o

gás sai do óleo dentro do reservatório, formando duas fases (gás e óleo). É a partir daí

que ocorre um “estouro” de RGO.

Psat

VgásRs

Vóleo=

50

.

.

.

Fluidos Produzidos

pressãopsat0

50

Produção acima da Psat

(psep,Tsep) (pst,Tst)

+

Superfíciegás em solução

gás em sol.

(Vg sol)s

Fluidos Produzidos

separador

tanque

+

Vo s

gás em sol.

Vo r(Óleo + gás dissolvido)

Reservatório

Produção abaixo da Psat

(psep,Tsep)(pst,Tst)

+

(Vg livre)s+ (Vg sol)s

Superfíciegás livre

gás em solução (Vg sol

Fluidos Produzidos

separador

tanque

+

Vo s

gás em sol.

g sol )s

Vo r(Óleo + gás dissolvido)

Reservatóriogás livre

Res x Sup – acima da Psat


+

Superfíciegás em solução

Vgs

T

pCp

Fluidos Produzidos

separador

tanque

+

Vos

gás em sol.

Vor(Óleo + gás dissolvido)

Reservatório

(((( ))))os

ssolg

s V

VR

i====

so

roo V

VB ====

Res x Sup – abaixo da Psat


+(V

g livre )s + (Vg so

l

Superfíciegás livre

gás em solução

gás em sol.

(Vg so

l )s

V

T

pC

p

pi

Fluidos Produzidos

separador

tanque

+ g sol )s

Vo s

gás em sol.

Vor(Óleo gás dissolvido)

Reservatóriogás livre (((( )))) (((( ))))

os

ssolgsg

V

VVR livre

++++====

os

oro V

VB ====

(((( ))))os

ssolg

s V

VR ====

(((( ))))(((( ))))

slivreg

rlivreg

g V

VB ====


A produção do reservatório ocorre devido a dois efeitos principais:

1) Descompressão (causando a expansão dos fluidos contidos no reservatórios e contração do volume poroso);

2) Deslocamento de um fluido por outro fluido (por exemplo, a invasão da zona de óleo por um aquífero).


aquífero).

Ao conjunto de fatores que desencadeiam esses efeitos dá-se o nome de Mecanismos de Produção.

Os principais mecanismos de produção de reservatórios são: a) Mecanismo de gás em soluçãob) Mecanismo de capa de gás c) Mecanismo de influxo de águad) Mecanismo Combinadoe) Mecanismo de Segregação Gravitacional

Mecanismos de Gás em Solução

A produção de fluidos provoca redução na pressão, o que gera a expansão do fluido e a formação de bolhas de gás no reservatório.


O gás é muito mais expansível que o óleo. Devido à expansão do gás, o óleo é deslocado para fora do reservatório.

A produção é o resultado da expansão do gás que, inicialmente, estava dissolvido no óleo e que vai saindo de solução.

Quanto mais a pressão cai, mais o gás se expande e mais óleo é produzido.

Mecanismos de Gás em Solução


O gráfico abaixo ilustra o comportamento da pressão e RGO do reservatório com esse mecanismo de produção.

Instante em que aparece a primeira bolha de gás

Características marcantes:

• A Pressão declina rápida e

continuamente;

• A Razão Gás-Óleo é baixa no início, cresce

a níveis elevados e torna a cair;

• Baixo Fator de Recuperação (< 20%);

• Requer Elevação Artificial muito cedo;

• Pouca ou nenhuma Produção de Água;

• Potencial candidato à Recuperação

Secundária.

Mecanismo de Capa de Gás

Fases líquida e vapor em equilíbrio. Gás, menos denso, na parte superior

A zona de óleo é colocada em produção, o que acarreta uma redução na sua pressão. Essa queda de pressão se transmite para a capa de gás, que se expande deslocando gradativamente o óleo para fora do reservatório. Gás se expande rápido, mantendo a pressão do reservatório

Quanto maior o volume da capa de gás, maior será a sua atuação e conseqüentemente


Quanto maior o volume da capa de gás, maior será a sua atuação e conseqüentemente a FR. Os poços são completados somente na zona de óleo.

Mecanismo de Capa de Gás


• A pressão declina lenta e continuamente;

• A Razão Gás-Óleo cresce devagar porém ocorrem picos nos poços no alto da estrutura;

• Fatores de Recuperação elevados (20% a 30%);


• Poços surgentes por mais tempo;

• Pouca ou nenhuma Produção de Água.

Mecanismo de Influxo de Água

A redução da pressão causada pela produção de óleo, após um certo tempo, é transmitida ao aquífero, que responde através da expansão da água nele contida e da redução de seu volume poroso. Com a redução do volume poroso, a água excedente invade a zona de óleo. Essa invasão, que recebe o nome de “influxo de água”, desloca o óleo para os poços de produção. Para o mecanismo funcionar bem, o aquífero deve ter grandes proporções.


Mecanismo de Influxo de Água


• A pressão declina lenta e continuamente;• RAO cresce continuamente;• RGO próxima à RS original;• Recuperações altas, entre 30% e 40%. • Poços Surgentes até a produção de água se tornar excessiva;


Mecanismo Combinado

Trata-se da combinação dos três meios anteriormente mencionados.Todo reservatório, mais cedo ou mais tarde recebe contribuição do mecanismo de gás em soluçãoMesmo reservatórios com boa manutenção de pressão, em algum tempo da sua vida produtiva, terão sua pressão reduzida a valores inferiores à Psat


Segregação gravitacional

O efeito da gravidade é um agente responsável pela melhoria do desempenho dos mecanismos de produção. A gravidade faz com que os fluidos tendam a se arranjar dentro do reservatório de acordo com as suas densidades.

Melhora o mecanismo de gás em solução criando uma capa de gás secundária.

Necessário vazões moderadas para permitir a segregação.Gás Acima


Gás Acima Água Abaixo

O que é reserva?

É a quantidade de fluido que ainda pode ser obtida de um reservatório de petróleo numa época qualquer da sua vida produtiva.

O que são estimativas de reservas?

São as atividades dirigidas à obtenção dos valores de fluidos que se podem retirar do reservatório até que ele chegue à condição de abandono. Essas estimativas são feitas não só no momento da descoberta da jazida, mas também ao longo da vida produtiva do campo.

Estimativa de Reservas

momento da descoberta da jazida, mas também ao longo da vida produtiva do campo.

A estimativa de reservas é importante para:• companhias de E&P; • compradores, vendedores e avaliadores de concessões; • bancos e outras instituições financeiras; • agências reguladoras (taxações); • agências governamentais; • investidores (leitura da saúde financeira da companhia); • disputas BID (lance em leilão).


Fonte: www.bp.com

Definições dos Termos usados na Estimativas de Reservas

• Volume Original: quantidade de fluido existente no reservatório na época da sua descoberta.• Volume Recuperável: quantidade de óleo e gás que se espera produzir de uma acumulação de petróleo.• Fator de Recuperação (FR):é a razão entre volume recuperável e o volume original.• Produção Acumulada: é a quantidade de fluido que já foi produzida de um reservatório até determinado período.


determinado período.• Fração Recuperada: é a razão, a cada instante, entre a produção acumulada e o volume original. • Reserva: é a quantidade de fluido que ainda pode ser obtida de um reservatório numa época qualquer da sua vida produtiva.

Na época da descoberta do poço, a reserva é igual ao volume recuperável, pois não houve produção ainda.

Reservas

RESERVA PROVADA - é o volume de petróleo, de reservatórios conhecidos,que pela análise dos dados de geologia e engenharia, pode ser estimadocom razoável certeza de ser recuperável comercialmente, sob condiçõeseconômicas, regulamentares e com métodos de operação vigentes naépoca da avaliação.


RESERVA PROVÁVEL - é o volume de petróleo não provado, cuja análise dosdados de engenharia e geologia sugerem que há um maior risco na suarecuperação, em relação a reserva provada.

RESERVA POSSÍVEL - é o volume de petróleo não provado, cuja análise dosdados de engenharia e geologia sugerem que há um maior risco na suarecuperação, em relação a reserva provável.

Informações de Reservas


htt

p:/

/ww

w.a

lmc.

arm

y.m

il/al

og

/iss

ues

/Ju

lAu

g99

/MS4

06

c2.jp

g

Pico de Hubbert


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w.a

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arm

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lAu

g99

/MS4

06

c2.jp

g

ALTERAÇÕES NAS RESERVASAs mudanças das quantidades de reservas ocorridas durante cada

ano devem ser apresentadas, segundo as seguintes classes:

1. Revisão da estimativa Prévia

2. Recuperação Suplementar


2. Recuperação Suplementar

3. Extensões, Descobertas e Novas Acumulações

4. Produção

5. Compra de Reservas

6. Venda de Reservas

RESERVAS →→→→ ABANDONO

O abandono ocorre quando o reservatório atinge o valor mínimo deprodução que paga os gastos com a operação.

- Função do Preço do Petróleo


- Função dos Custos de Operação

• Analogia– Antes do poço descobridor– Poucas informações – Não se tem comprovação da existência de acumulações de petróleo– Estimativas a partir de dados sísmicos e reservatórios nas proximidades

com características semelhantes ao que está sendo estudado

• Análise de risco

Métodos de Cálculo


• Análise de risco– Também baseado em reservatórios análogos– Difere do método anterior pois os dados são estatisticamente tratados e

o resultado é dado não como um valor único mas uma faixa de resultados possíveis

• Método volumétrico– Volume de rocha: obtido a partir da sísmica– Porosidade e saturações: obtida dos perfis– Fator volume de formação: obtido em análises do óleo

• Performance do Reservatório– O comportamento futuro do reservatório depende do seu comportamento passado:

histórico de produção

a) Análise de declínio de produção• Utiliza-se apenas os dados de vazão, extrapolando sua tendência (desconsidera o

mecanismo, propriedades de rocha, leis de fluxo em meio poroso)

Métodos de Cálculo


b) Equação do balanço de materiais• Relaciona a produção acumulada com a queda de pressão observada• Com esta equação estima-se a produção que ocorrerá no reservatório

c) Simulação matemática de reservatórios• Modelo de reservatório com dados geológicos, geofísicos, de rocha e de fluido• Quando o modelo honra o passado, está pronto para prever o futuro• Divisão do reservatório em células com propriedades diferentes• Resolução simultânea de um grande número de equações de fluxo em meio poroso

Curvas de Declínio


Balanço de MateriaisRelação que AssociaConservação da Massa (Entra-Sai=Fica)à Variação de Pressão


Balanço de MateriaisRelação que AssociaConservação da Massa (Entra-Sai=Fica)à Variação de Pressão

oi eNp Bo N B p c= ∆Exemplo mais simples:


oi e

Balanço de Materiais

oi eNp Bo N B p c= ∆Exemplo mais simples:

Relação que AssociaConservação da Massa (Entra-Sai=Fica)à Variação de Pressão


oi e

Np ~ tpsat

pi

Simulação de Reservatórios

Modelo Funcional


Modelo Representativo

EntradaEstratégiade Explotação

SaídaPrevisão deComportamento

ModeloSimulação deEscoamento

Simulação de Reservatórios


Modelagem Matemática

• Lei de Darcy:

• Lei da Conservação de Massa:

• Lei de Darcy + Lei da Conservação de Massa:

– Eq.1 Óleo oscob

ooro

xxc qSV

xZpk

Ak −

∂=∆

∂−∂∂− φγβ

? ?

accscoi mmmm =+− )()(

ll

rlc

kku Φ∇−=

rr

µβ


– Eq.1 Óleo

– Eq. 2 Água

– Eq. 3 Gás

osco

o

c

bo

o

oo

roxxc q

Btx

xxBAk

x−

∂

=∆

∂

−∂∂

−α

γµ

β

wscw

w

c

bw

w

ww

rwxxc q

B

S

t

Vx

x

Z

x

p

B

kAk

x−

∂∂=∆

∂∂−

∂∂

∂∂− φ

αγ

µβ

gsco

os

g

g

c

b

oo

oo

sroxxcg

g

gg

rgxxc

qB

SR

B

S

t

V

xx

Z

x

p

B

RkAk

x

Z

x

p

B

kAk

x

−

+

∂∂=

∆

∂∂−

∂∂+

∂∂−

∂∂

∂∂−

φφα

γµ

βγµ

β?

?

? ?

• Black Oil:

Eq.4 Eq. 5 Eq. 6

– Óleo

1=++ gwo SSS ( )wwocow Sfppp =−= ( )gogcgo Sfppp =−=

Modelagem Matemática

( )osc

o

gw

c

bo

o

oo

roxxc q

B

SS

t

Vx

x

Z

x

p

B

kAk

x−

−−∂∂=∆

∂∂−

∂∂

∂∂−

1φα

γµ

β


– Água

– Gás

wscw

w

c

bw

cowo

ww

rwxxc q

B

S

t

Vx

x

Z

x

p

x

p

B

kAk

x−

∂∂=∆

∂∂−

∂∂−

∂∂

∂∂− φ

αγ

µβ

( )gsc

o

gws

g

g

c

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oo

oo

sroxxcg

cgoo

gg

rgxxc

qB

SSR

B

S

t

V

xx

Z

x

p

B

RkAk

x

Z

x

p

x

p

B

kAk

x

−

−−+

∂∂=

∆

∂∂−

∂∂+

∂∂−

∂∂

−∂∂

∂∂−

1φφα

γµ

βγµ

β

• Por conta da natureza não linear, as equações não podem ser resolvidas analiticamente, sendo necessários métodos numéricos.

• As não linearidades ocorrem nas funções de saturação e pressão: kr, Pc, μ, B , γ, R e Φ.

Modelagem Numéricaosc

o

o

c

bo

o

oo

roxxc q

B

S

t

Vx

x

Z

x

p

B

kAk

x−

∂∂=∆

∂∂−

∂∂

∂∂− φ

αγ

µβ


funções de saturação e pressão: kr, Pc, μ, Bl, γ, Rs e Φ.

• Existem diversos métodos para discretização das equações de fluxo, porém o mais comum na engenharia de reservatórios, e empregado no simulador utilizado neste trabalho, é o método das diferenças finitas.

Métodos de Recuperação

Os Métodos de Recuperação foram desenvolvidos para se obter uma produção maior do que aquela que se obteria caso apenas a energia natural do reservatório fosse utilizada.

Os métodos de recuperação são dois:


Os métodos de recuperação são dois:

• Métodos Convencionais


• Recuperação primária

– Devida exclusivamente à energia natural do reservatório

• Técnicas amplamente difundidas e confiáveis

– Injeção de água

– Injeção de gás imiscível

• Ação mecânica: deslocar o óleo e manter a pressão ocupando os espaços

• É bastante comum, nos projetos de injeção de água, injetar direto na zona

Métodos convencionais de recuperação


• É bastante comum, nos projetos de injeção de água, injetar direto na zona de óleo.

Fator de Recuperação

FR = Ev x Ed


Eficiência de Varrido

Eficiência deDeslocamento

FR = Ev x Ed

Ed =Soi - Sor

Soi

Métodos de recuperação


Fator de recuperação médio de 30% por métodos convencionais, como recuperar os outros 70%?

• Baixas recuperações dos métodos convencionais devido a dois fatores: altas viscosidades e tensões interfaciais

• Grande mobilidade dos fluidos injetados, que encontram caminhos preferenciais, deixando muito óleo para trás

• Métodos térmicos

Métodos especiais de recuperação


– princípio: reduzir a viscosidade do óleo

– injeção de vapor

– combustão in-situ

– Ao ser aquecido, o óleo tem sua viscosidade

reduzida, permitindo o seu fluxo no meio poroso.

Um método bastante comum em campos

terrestres é a injeção de vapor.

• Métodos miscíveis

– princípio: reduzir ou eliminar as tensões interfaciais

– Mistura do fluido injetado com o óleo eliminando as tensões interfaciais

– CO2, gás natural ou Nitrogênio

– Trata-se da injeção de fluidos que sejam miscíveis com o óleo do reservatório, diminuindo as tensões interfaciais que prejudicam o fluxo do óleo. Um método bastante comum é a injeção de CO2.



bastante comum é a injeção de CO2.

• Métodos químicos

– Adição de polímeros à água de injeção, diminui a mobilidade da água, melhorando a eficiência de varrido

– Adição de tensoativos (substâncias que eliminam a tensão interfacial)

– Injeção de solução alcalina que reage com o óleo produzindo tensoativos dentro do próprio reservatório



tensoativos dentro do próprio reservatório

– São métodos que pressupõem interação química entre o fluido injetado e o óleo.

• Outros métodos

– Recuperação Microbiológica: microorganismos que produzem substâncias que aumentam a recuperação

– Ondas eletromagnéticas: aquecimento aplicando diferencial de potencial entre os poços do campo

principais características de um reservatório

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