O documento fornece uma introdução sobre engenharia de reservatórios, discutindo seus objetivos, propriedades básicas dos reservatórios, regimes de fluxo e classificação de reservatórios. Ele também lista os tópicos a serem cobertos, incluindo fluidos produzidos, mecanismos de produção, estimativa de reservas e métodos de recuperação.
O documento discute a perfilagem de poços de petróleo, especificamente:
1) A perfilagem fornece perfis elétricos ao longo do poço para mapear áreas de interesse;
2) Existem vários tipos de perfis como raios gama, neutrônico e indução para avaliar formações geológicas;
3) A perfilagem deve ser usada em conjunto com amostras de testemunhagem para melhor identificar litologias.
O documento fornece uma introdução aos métodos de recuperação suplementar de petróleo, descrevendo os conceitos de recuperação primária, secundária e terciária. Detalha os principais métodos convencionais como injeção de água e gás e os métodos especiais como térmicos, miscíveis e químicos.
O documento discute as etapas da formação do petróleo, incluindo diagênese, catagênese, metagênese e metamorfismo. Também aborda os conceitos de migração do petróleo das rochas geradoras para as rochas reservatório, e a importância das armadilhas na acumulação do petróleo.
Métodos de Elevação são utilizados para transportar determinado fluido de um ponto de maior pressão para o ponto de menor pressão. Estes subdividem-se em: natural e artificial.
O documento apresenta uma introdução sobre engenharia de petróleo e gás, abordando tópicos como noções de geologia do petróleo, perfuração e completamento de poços, avaliação de formações e escoamento. Também define o papel do engenheiro de petróleo no desenvolvimento de técnicas para a exploração, produção e transporte de petróleo e gás de forma sustentável.
O documento discute diferentes métodos de elevação de fluidos de poços de petróleo, incluindo elevação natural quando a pressão do reservatório é suficiente, e métodos artificiais como bombeio centrífugo submerso, bombeio por hastes mecânicas, gas-lift e bombeio por cavidades progressivas quando é necessária elevação induzida. Fatores como vazão, profundidade, viscosidade dos fluidos e custo operacional devem ser considerados na escolha do método.
Este documento discute fluidos de perfuração, definindo-os como dispersões complexas usadas para tornar viável uma operação de perfuração. Descreve suas principais propriedades físicas e químicas, como densidade, parâmetros reológicos, forças géis, teor de sólidos e pH. Também explica suas funções primárias de limpeza do fundo do poço, manutenção da pressão hidrostática e resfriamento/lubrificação da broca. Finalmente, classifica os fluidos de perfuração em base aquosa
Este documento fornece um resumo sobre a geologia do petróleo. Ele discute a composição e origem do petróleo, o processo de formação da matéria orgânica e sua transformação em petróleo, a migração e acumulação deste em rochas reservatório, e os fatores necessários para a ocorrência de jazidas petrolíferas.
O documento apresenta um resumo das principais operações de perfuração de poços de petróleo, incluindo a classificação de poços, métodos e custos de perfuração, equipamentos, fluidos de perfuração e operações como perfuração, revestimento, cimentação e completação de poços.
O documento discute os principais aspectos da completação de poços de petróleo e gás, incluindo tipos de completação, posicionamento da cabeça do poço, revestimento de produção, equipamentos de superfície e intervenções em poços. A completação é o processo de preparar o poço para produção de forma segura e econômica ao longo de sua vida útil.
O documento fornece conceitos básicos sobre petróleo e gás natural, incluindo suas propriedades, composição química, comportamento de fases e propriedades dos gases. Explica que o petróleo é uma mistura complexa de hidrocarbonetos e outros compostos orgânicos, e que pode existir em três fases dependendo das condições de pressão e temperatura: gás, óleo ou petróleo sólido. Também descreve os principais componentes do gás natural e a equação de estado dos gases ideais.
Este trabalho de fim de curso avalia os reservatórios de hidrocarbonetos do poço Amoq-1 na Bacia do Kwanza, Angola. Realiza uma análise petrofísica quantitativa e qualitativa utilizando dados geológicos, perfis geofísicos e cálculos de parâmetros como porosidade, saturação e volumes in place. Conclui que o poço contém reservas de gás natural e petróleo com estimativas iniciais de volumes recoveráveis.
Aula 2 GeraçãO Do PetróLeo E Sistemas PetrolíFeros AnpBruno Silva
O documento discute a geração de petróleo e gás natural a partir da matéria orgânica nos sedimentos. Explica que a matéria orgânica deve constituir pelo menos 2% do volume dos sedimentos para que a geração seja possível. Descreve as condições necessárias como temperatura entre 60-120°C e ambiente redutor. Também aborda os sistemas petrolíferos, que requerem rocha-fonte, reservatório, selo e estruturas de acumulação para existirem.
Métodos convencionais de recuperação avançadaamanda_braun
O documento discute métodos convencionais de recuperação de petróleo, como injeção de água e gás. Apresenta esquemas de injeção como injeção periférica, no topo e em malhas. Também explica conceitos como mobilidade, injetividade e eficiência de varrido horizontal para avaliar a eficácia destes métodos.
Ajuste de historico_assistido_de_modelos_de_simulacao_de_reservatoriosSydney Dias
O documento apresenta um minicurso sobre ajuste de histórico assistido de modelos de simulação de reservatórios. O minicurso discute caracterização de reservatórios, simulação numérica, ajuste de histórico assistido e um estudo de caso, com o objetivo de fornecer ferramentas para melhor planejamento e gerenciamento de reservatórios.
O documento discute os tipos de completação de poços de petróleo e gás, incluindo: (1) posicionamento da cabeça do poço, (2) revestimento de produção, e (3) número de zonas explotadas. Também descreve as etapas típicas de uma completação, como instalação de equipamentos de superfície, condicionamento do poço, avaliação da cimentação e instalação da coluna de produção.
El documento describe el método volumétrico para calcular las reservas originales de petróleo, gas y condensado en yacimientos. Usa fórmulas que toman en cuenta factores como el volumen, porosidad, saturación y gravedad específica para estimar los volúmenes originales en situ, los cuales luego se usan para calcular las reservas recuperables aplicando factores de recobro.
O documento descreve os principais métodos de prospecção de petróleo, incluindo métodos geológicos como mapeamento de superfície, aerofotogrametria e geologia de subsuperfície, e métodos geofísicos como sísmica de reflexão e refração, gravimetria e magnetometria. O objetivo é localizar áreas com potencial para acumulação de hidrocarbonetos por meio da análise de propriedades físicas e estruturas geológicas.
This document discusses different types of oil reservoirs based on their driving mechanisms and fluid compositions. There are six main driving mechanisms that provide natural energy for oil recovery: rock and liquid expansion, depletion, gas cap, water, gravity, and combination drives. Reservoirs are also classified based on their initial pressure and temperature relative to the fluid properties. Depending on initial reservoir pressure compared to the bubble point pressure, reservoirs can be undersaturated, saturated, or gas-cap. Gas reservoirs are classified based on their phase diagrams as retrograde gas-condensate, near-critical gas-condensate, wet gas, or dry gas. Development considerations vary depending on the reservoir type and conditions.
O documento discute técnicas de perfuração direcional e poços horizontais. Abrange tópicos como controle da verticalidade em poços, causas e consequências de tortuosidade, instrumentos de orientação como MWD, operações de desvio, tipos de poços direcionais e horizontais, e evolução histórica da tecnologia de poços multilaterais.
Este documento apresenta exercícios sobre a indústria do petróleo, incluindo questões sobre a origem e composição do petróleo, classificação de hidrocarbonetos, cálculo de densidade, grau API e porosidade de rochas reservatório. Os exercícios abordam também a migração e armazenamento do petróleo em rochas, saturação de óleo e cálculo do volume e valor comercial de reservatórios petrolíferos.
O documento discute bacias sedimentares, definindo-as e descrevendo suas principais características, tipos e formação. Explica que bacias sedimentares podem conter sedimentos de origem biológica, erosiva ou precipitada e são classificadas de acordo com a origem dos sedimentos. Também descreve causas comuns de subsidência em bacias sedimentares.
O documento apresenta 12 exercícios sobre permeabilidade de solos, cobrindo tópicos como a Lei de Darcy, coeficiente de permeabilidade, vazão, fenômeno da areia movediça e anisotropia. Os exercícios envolvem cálculos com dados de ensaio de permeabilidade e granulometria para estimar propriedades de permeabilidade de amostras de solo.
Perfuração, Completação e Recuperação de Petróleo e GásAnderson Pontes
O documento descreve os processos e equipamentos envolvidos na perfuração de poços de petróleo e gás, incluindo: 1) a perfuração rotativa utilizando uma coluna de perfuração com broca na extremidade para fragmentar as rochas; 2) os equipamentos da sonda de perfuração como o sistema de sustentação de cargas, geração e transmissão de energia, movimentação de cargas, rotação e circulação de fluidos; 3) os tipos de ferramentas da coluna de perfuração como comandos, tubos e bro
As bacias sedimentares são áreas deprimidas onde se acumulam sedimentos, matéria orgânica e substâncias químicas ao longo de milhões de anos. A pressão e temperatura desses sedimentos transformam a matéria orgânica em petróleo. As bacias brasileiras datam do Paleozóico ao Cenozóico e ocupam 64% do território, sendo a maioria produtoras de petróleo offshore.
O documento descreve as contribuições de Henry Ford à administração, incluindo a introdução da linha de montagem móvel e do horário de 8 horas de trabalho, permitindo a produção em massa de automóveis de forma eficiente. Também discute a evolução e disseminação da linha de montagem em diversas indústrias ao longo do tempo.
Geo 10 rochas sedimentares - arquivos históricos da terraNuno Correia
O documento discute como os fósseis encontrados em rochas sedimentares podem fornecer informações sobre a história da Terra, incluindo ambientes e formas de vida do passado. Especificamente, analisa como a composição e textura das rochas sedimentares, além dos fósseis, podem revelar detalhes sobre as condições ambientais durante a deposição.
O documento descreve como calcular os volumes mínimos necessários para reservatórios de água em edifícios. Apresenta fórmulas para calcular o consumo diário baseado no número de pessoas e taxa de consumo, e acrescentar volumes para incêndio quando necessário. Também mostra exemplos de cálculos para residências e prédios comerciais.
El documento describe el comportamiento de fases de los hidrocarburos. Explica que la presión, el volumen y la temperatura determinan las fases presentes. Describe el equilibrio de fases para hidrocarburos puros, mezclas bicomponentes y multicomponentes usando diagramas presión-volumen-temperatura. También clasifica los reservorios de hidrocarburos dependiendo de su composición, presión y temperatura iniciales.
O documento discute recursos geológicos e sua exploração sustentável. Aborda conceitos como recursos renováveis e não renováveis, e exemplos de cada um, incluindo combustíveis fósseis. Explora também as vantagens e desvantagens do uso de gás natural e petróleo.
Polímeros (Aplicações, propriedades e processos de fabricação)Sílvio Júnior
Este documento discute propriedades físicas e processos de fabricação de polímeros. Ele descreve aplicações comuns de polímeros como PP, PS, PVC e outros, além de propriedades como cristalinidade e comportamento térmico. O documento também explica processos de fabricação como injeção, extrusão, moldagem por sopramento e reciclagem de plásticos.
O documento fornece um resumo abrangente sobre petróleo, incluindo sua origem, tipos, produção, comércio e impactos geopolíticos. Descreve petróleo como um recurso natural formado a partir de matéria orgânica que é extraído em todo o mundo, especialmente na região do Oriente Médio, e é a principal fonte de energia global.
1) O documento descreve o processo de formação e exploração do petróleo, desde sua origem a partir de restos orgânicos até a perfuração, extração e refino.
2) É detalhada a formação do petróleo a partir da deposição de matéria orgânica em lagos e mares há milhares de anos, assim como o processo de perfuração para extração.
3) Também são apresentados os principais derivados do petróleo como gasolina, GLP e querosene, além de detalhar o processo de refino para
Como colocar as referências segundo a abntitqturma201
Este documento fornece modelos para referenciar diversos tipos de fontes, incluindo livros, periódicos, teses, relatórios e documentos eletrônicos. São apresentados modelos para referenciar obras completas, partes de obras, artigos em revistas e jornais, congressos, legislação, filmes, disquetes, e-mails e listas de discussão. Os modelos incluem informações como nome dos autores, título, local, editora, ano de publicação e páginas para fornecer referências completas e
- O documento discute as águas produzidas na indústria de petróleo, originadas durante a produção de petróleo dos reservatórios e seu tratamento.
- A água é encontrada naturalmente nos poros das rochas reservatório e é deslocada durante a produção de petróleo através de mecanismos como influxo e injeção de água.
- As águas produzidas contêm óleo, sais, metais e outros compostos em quantidade e qualidade variáveis de acordo com as características de cada reserv
1) O documento apresenta conceitos fundamentais de hidráulica e hidrodinâmica, incluindo definições de massa específica, peso específico, pressão, metro de coluna d'água e classificação dos movimentos de fluidos.
2) Aborda os regimes de escoamento laminar, transitório e turbulento e conceitos como vazão, equação da continuidade e equação de Bernoulli.
3) Discutem-se experiências de Reynolds e Nikuradse para caracterizar os regimes de escoamento e a influência da rugosidade.
Propagação de Cheias (Parte 2) - ReservatóriosHidrologia UFC
Módulo de Propagação de Cheias em Reservatórios, pertencente à disciplina de Hidrologia do curso de Engenharia Civil da Universidade Federal do Ceará (UFC). Disciplina ministrada pelo professor Francisco de Assis de Sousa Filho.
O documento descreve os conceitos de regime permanente e variado de escoamento de fluidos, escoamento laminar e turbulento. Explica que o regime é permanente quando as propriedades do fluido são invariáveis no tempo e variado quando variam no tempo. Descreve também que o escoamento é laminar quando as partículas se movimentam em camadas sem mistura e turbulento quando há movimentos aleatórios e mistura entre as partículas. Apresenta ainda exercícios sobre cálculo do número de Reynolds.
O documento discute agitação e mistura em engenharia química, descrevendo diferentes tipos de agitadores e suas aplicações em função da viscosidade do fluido. É apresentada uma breve revisão de conceitos de reologia e fluxos em tanques agitados.
O documento descreve os fundamentos do escoamento em condutos forçados. Aborda conceitos como regimes de escoamento laminar e turbulento, equação de Bernoulli aplicada a fluidos reais, perdas de carga contínuas e localizadas. Explica a experiência de Reynolds que caracterizou os diferentes regimes de escoamento e introduziu o número de Reynolds.
1) A hidrodinâmica estuda fluidos em movimento e é um dos ramos mais complexos da mecânica dos fluidos.
2) Existem diferentes tipos de escoamento em condutos, como condutos sob pressão e condutos livres.
3) O regime de escoamento depende do número de Reynolds e pode ser laminar ou turbulento.
1) O documento discute escoamento em condutos forçados simples, comparando-os com condutos livres.
2) Apresenta a experiência de Reynolds que distingue escoamento laminar e turbulento com base no número de Reynolds.
3) Discutem-se perdas de carga em condutos, classificando-as em perdas ao longo do conduto e perdas locais, e introduz a fórmula de Darcy-Weisbach para calcular perdas de carga.
Prop das rochahhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhWalterNombora
Este documento apresenta as principais propriedades das rochas reservatório, incluindo porosidade, compressibilidade, saturação e permeabilidade. O objetivo é fornecer uma introdução básica sobre essas propriedades e sua importância para a engenharia de reservatórios de petróleo. Vários exercícios são fornecidos para exemplificar o cálculo dessas propriedades a partir de dados típicos de reservatórios.
Exemplos de modelos hidrodinâmicos e de qualidade da águaSebastian Krieger
[1] O documento apresenta exemplos de modelos hidrodinâmicos e de qualidade da água, incluindo SisBaHiA, MIKE 11, HEC-RAS, HEC-ResSim e WASP.
[2] Os modelos variam em termos de discretização espacial, como modelos concentrados, uni-dimensionais, bi-dimensionais e tri-dimensionais.
[3] Cada modelo tem características e aplicações específicas para análise de rios, reservatórios, sistemas urbanos, transporte de sedimentos e qualidade da á
Primeira parte do módulo de Regularização de Vazões, pertencente à disciplina de Hidrologia do curso de Engenharia Civil da Universidade Federal do Ceará (UFC). Disciplina ministrada pelo professor Francisco de Assis de Sousa Filho.
Apostilaescoamentoemcondutosforados 120822120337-phpapp02Lucia Eto
O documento discute escoamento em condutos forçados simples. Ele explica a diferença entre condutos livres e forçados, descreve o experimento de Reynolds sobre movimento laminar e turbulento, e discute perdas de carga em condutos, incluindo classificação e fórmula de Darcy-Weisbach.
O documento discute escoamento em condutos forçados simples. Aborda conceitos como condutos livres e forçados, movimento laminar e turbulento segundo a experiência de Reynolds, e perdas de carga em condutos, classificando-as em perdas ao longo da canalização e perdas locais.
O documento discute métodos de propagação hidrológica e hidrodinâmica, como o Muskingun e o Método da Onda Cinemática. Explica conceitos como equação da continuidade, ondas dinâmicas e de difusão, e discretização da equação de Saint-Venant para modelagem unidimensional de escoamento em rios.
Este documento resume conceitos básicos sobre águas subterrâneas, incluindo a definição de aqüífero, origem das águas subterrâneas, lei de Darcy, tipos de aqüíferos, propriedades hidrogeológicas e hidráulica de poços.
1) O documento descreve os princípios de escoamento em leitos fixos, que são amplamente usados na indústria para promover o contato entre fases fluidas. 2) São apresentadas as equações que descrevem o escoamento laminar e turbulento em leitos fixos, levando em conta parâmetros como porosidade, diâmetro de partícula e queda de pressão. 3) A equação semi-empírica de Ergun é descrita como válida para ambos os regimes de escoamento.
1) Existem vários métodos para medir vazão em cursos d'água, como medição direta, medição a partir do nível d'água, medição por processos químicos e medição de velocidade e área.
2) Curvas-chaves relacionam níveis d'água e vazões e podem ser estáveis, influenciadas pela declividade ou instáveis.
3) Molinetes e flutuadores podem ser usados para medir velocidade em diferentes pontos de uma seção transversal de um curso d'água.
1. O documento discute condutos livres ou canais, especificamente movimento uniforme em canais.
2. É apresentada a definição de condutos livres e tipos de movimento em canais, como movimento permanente e uniforme.
3. Fórmulas para carga específica, velocidade média, distribuição de velocidades, área e perímetro molhados são explicadas.
Este documento fornece uma introdução sobre fluidos de perfuração, definindo-os como dispersões complexas de sólidos, líquidos e gases usados para tornar viável a operação de perfuração de poços. Descreve suas principais funções, como transportar detritos para a superfície e manter a integridade das formações geológicas. Também explica o sistema de circulação dos fluidos no processo de perfuração.
O documento discute a qualidade da água para irrigação, mencionando que depende de fatores como o solo, clima e cultura. A água pode concentrar sais com irrigações sucessivas, aumentando a salinidade do solo. É importante analisar parâmetros como sais totais, sódio, bicarbonato, elementos tóxicos e reação sobre equipamentos de irrigação para classificar a água.
1. Reservatórios - 1
Índice
1) Objetivos da Engenharia de reservatórios;
2) Propriedades básicas;
3) Regimes de fluxo;
4) Classificação dos reservatórios;
5) Fluídos produzidos;
6) Mecanismos de produção;
7) Estimativa de reserva;
8) Métodos de Recuperação.
2. Reservatórios - 2
Objetivos da Engenharia de Reservatórios
a)Conhecer o fluido contido na rocha-reservatório;
b)Conhecer as propriedades da rocha-reservatório (porosidade,
permeabilidade, capilaridade, saturação...);
c)Desenvolver modelo teórico do reservatório que traduz
comportamento passado e previsão futura deste reservatório;
d)Conhecer os mecanismo de produção do reservatório;
e)Prever a vazão de produção e o volume da reserva de
hidrocarbonetos;
f)Propor métodos de recuperação convencional ou especial.
3. Reservatórios - 3
1) Objetivos da Engenharia de reservatórios;
2) Propriedades básicas;
3) Regimes de fluxo;
4) Classificação dos reservatórios;
5) Fluídos produzidos;
6) Mecanismos de produção;
7) Estimativa de reserva;
8) Métodos de Recuperação.
5. Reservatórios – 5 – propriedades básicas
2 - Compressibilidade: ao ser retirado uma certa quantidade
de fluídos do interior da rocha, a pressão cai e os poros têm
seu volume reduzido.
Assim a compressibilidade efetiva (Cƒ) da formação é:
Cƒ = (ΔVp / Vp )/ ΔP, onde:
Cƒ = compressibilidade efetiva da rocha;
ΔVp = variação do volume poroso;
Vp = volume poroso inicial;
ΔVp / Vp = variação fracional do volume;
ΔP = variação da pressão.
6. Reservatórios – 6 – propriedades básicas
3 - Saturação: como os poros da
rocha contém água, para estimar a
quantidade dos fluídos temos que
conhecer o percentual de cada
fluido nos poros, isso se denomina
saturação.
Saturação de óleo: So =Vo/Vp
Saturação de gás: Sg =Vg/Vp
Saturação de água: SW =VW/Vp
Lembrar: Vp = volume poroso inicial.
A saturação de água que não
consegue ser produzida de um
reservatório é a “água conata”.
7. Reservatórios - 7 - propriedades básicas
4 - Permeabilidade absoluta: é a medida da capacidade da rocha
permitir o fluxo de fluido. Quando existe apenas um fluído saturando a
rocha, pode-se obter a permeabilidade absoluta (lei de Darcy).
k = (q x µ x L)/ (A x (P1 – P2))
Onde:
q = 1 cm³/s, µ (viscosidade) = 1cp,
L (comprimento) = 1 cm,
k = constante de permeabilidade,
A (área) = 1 cm² , (P1 – P2) = 1 atm.
Nessas condições temos que
k = 1 Darcy (usa-se também em mD).
8. Reservatórios – 8 – propriedades básicas
4- Permeabilidade absoluta: como o fluído num reservatório se
desloca radialmente em direção ao poço, temos a equação de Darcy
para o fluxo radial:
q=(2∏kh(Pe –Pw))/(µ ln(re/rw))
µ = viscosidade do fluído.
Pe =pressão estática se for inicial
ou na periferia. Pw= pressão no
poço. Meio poroso com altura=h.
k = constante de permeabilidade
Pe
Pw
rw
9. Reservatórios – 9 - propriedades básicas
4 - Permeabilidade absoluta: unidades da fórmula da lei de
Darcy: q = C x (2 x ∏ x k x h x(Pe – Pw))/(µ x ln(re/rw)). Para usar
unidades de campo multiplicar a formula pela constante ”C” = 1,127 x
10ˉ³.
Variável Símbolo Unidade Darcy Unidade de
Campo
Vazão q cm/s bbl/d
Permeabilidade k Darcy md
Área A cm² ft²
Pressão p atm psi
Viscosidade µ cp cp
Comprimento L cm ft
10. Reservatórios – 10 – propriedades básicas
5 - Permeabilidade efetiva: a rocha reservatório contém sempre
dois ou mais fluídos e a permeabilidade absoluta não é suficiente para
medir a facilidade de cada um dos fluidos se movimentar.
As permeabilidades efetivas para óleo, gás, e água são ko, kg e kw.
As Permeabilidades efetivas dependem da saturação de cada fluído no
meio poroso. Cada valor de saturação corresponde a uma valor de
permeabilidade efetiva àquele fluído.
11. Reservatórios – 11 – propriedades básicas
6 - Permeabilidade relativa: é a permeabilidade efetiva
normalizada, ou seja, dividida pela permeabilidade absoluta. O gráfico
a baixo mostra como obter a permeabilidade relativa. As
permeabilidades relativas ao óleo, água são Kro e Krw.
(Feitura do gráfico, ver quadro abaixo)
Injeta-se óleo num cilindro poroso cheio de água (exp.
Darcy). Enquanto o volume de óleo é insuficiente, só flui
água. O óleo apenas reduz o espaço para a água se
deslocar. A partir da saturação crítica de óleo o fluido
resultante passa a ser de água-óleo. A medida que se
injeta óleo o “kro” aumenta e o “krw” diminui. O
experimento termina quando a água para de fluir e fica a
saturação irredutível. Fazendo o processo inverso,
saturação de 100% de óleo, a água irá fluir quando
atingir a saturação irredutível. O óleo para de fluir
quando atingir a saturação de óleo residual.
Sat.
Crítica
12. Reservatórios – 11 – propriedades básicas
7 - Mobilidade λ
A mobilidade do óleo (f. deslocado) e da água (f. deslocante) é dada
por são λo= ko/µo e λw= kw/ µw.
Assim, a mobilidade depende também da saturação dos fluídos na
rocha. Se a água tiver maior mobilidade que o óleo, essa tende
quando injetada a passar na frente do óleo (finger).
13. Reservatórios - 13
Índice
1) O que é?
2) Propriedades básicas;
3) Regimes de fluxo;
4) Classificação dos reservatórios;
5) Fluídos produzidos;
6) Mecanismos de produção;
7) Estimativa de reserva;
8) Métodos de Recuperação.
14. Reservatórios - 14
Regimes de fluxo:
O movimento dos fluidos em meios porosos é regido por equações
baseadas na lei empírica de Henry Darcy, que tomam diferentes
formas segundo o fluido (óleo, gás), os tipos de fluxo (linear, radial) e
os regimes de fluxo (permanente, pseudopermanente e transiente).
Para as equações são adotadas as premissas simplificadoras:
- Reservatório de espessura constate;
- Homogêneo nas propriedades da rocha;
- Isótropo em relação a permeabilidade
- Saturado de um único fluído;
- Poço é completado em todo intervalo produtor.
15. Reservatórios - 15
Regimes de fluxo são três:
1) Fluxo em estado permanente (Steady-state flow);
2) Fluxo em estado pseudopermanente (Pseudosteady-state
flow);
3) Fluxo em estado transiente (Unsteady-state flow).
16. Reservatórios – 16 - Regimes de fluxo
1) Fluxo em estado perma-
nente
Admite-se que que a célula
“radial” tem realimentação e a
pressão no limite do reservatório
e (Pe) permanece constante. Isso
ocorre nos mecanismos de
produção de “influxo de água” e
“injeção de água”. O modelo é
dado pela equação.
Pe–Pw=(q.µ.(lnre/rw)-1/2)/(2∏kh).
(“Pe” pode ser substituído pressão média
=P̅).
Pw
ÓLeo
p̅
17. Reservatórios – 17 – Regimes de fluxo
2) Fluxo em estado
pseudopermanente:
Admite-se que o reservatório já
produziu por um período para
atingir o limite externo, ou seja,
saiu do fluxo transiente, mas a
célula “radial” não tem
realimentação. A solução para o
modelo é dado pela equação a
seguir:
P̅–Pw=(q.µ.(ln re/rw)-3/4)/(2∏kh)
18. Reservatórios – 18 – Regimes de fluxo
3) Fluxo em estado transiente:
Quando é colocado um poço em produção, demora-se para entrar nas
condições de fluxo estabilizado, ou seja, enquanto o distúrbio (Pe –
Pw) não atingir o limite do reservatório estamos num fluxo
denominado de regime de fluxo transiente.
As equações do fluxo transiente são detalhadas na disciplina de
reservatórios, como as demais equações dos outros estados de fluxo.
19. Reservatórios -19
Índice
1) Objetivos da Engenharia de reservatórios;
2) Propriedades básicas;
3) Regimes de fluxo;
4) Classificação dos reservatórios;
5) Fluídos produzidos;
6) Mecanismos de produção;
7) Estimativa de reserva;
8) Métodos de Recuperação.
20. Reservatórios – 20 – Classificação dos reservatórios
Para compreender a classificação dos reservatórios são necessários os
conceitos sobre: ponto de bolha, ponto de orvalho e pressão de
saturação.
Para um óleo com pressão P1 e
temperatura T1 esta 100 % no estado
líquido. Mantida a pressão constante e
aumentando-se a temperatura até o
ponto 3, temos o ponto de bolha.
Qualquer aumento de temperatura os
compostos mais leves tendem ficam na
eminência de passar para a fase gasosa.
Aumentando a temperatura para o
ponto 2, 75% permanece no estado
líquido e 25% no estado gasoso ( temos
duas fases).
3
4
21. Reservatórios – 21 – Classificação dos reservatórios
Continuação
3 4
Nas partes internas das curvas
teremos sempre 2 fases. Aumentando
a temperatura, até o ponto crítico,
ainda teremos duas fases. Ao
ultrapassar o ponto crítico temos só
gás. No ponto 4 só há a fase gasosa.
Se resfriarmos a partir do ponto 4 até
o ponto crítico, chega-se ao PONTO DE
ORVALHO, quando as frações mais
pesadas ficam na eminência de se
liquefazer. Continuando a reduzir a
temperatura, teremos duas fases.
Pressões maiores que a
cricondenbária e temperaturas acima
da cricondenterma o hidrocarboneto
estará num único estado.
22. Reservatórios – 22 – Classificação dos reservatórios
Classificação dos reservatórios:
São classificados em 3 tipos em função das diferentes
composições de misturas:
1. Reservatório de óleo;
2. Reservatório de gás;
3. Reservatórios que possuem as duas fases em equilíbrio.
23. Reservatórios – 23 – Classificação dos reservatórios
1 - Reservatório de óleo: de acordo com a posição
que ocupa no diagrama de fases pode ser de óleo
saturado ou subsaturado. Saturado é quando
começa o gás se separar do óleo (ponto 1). No ponto
“R” diz-se subsaturado.
Na figura 7.10 o fluído no reservatório se
encontra no ponto “R” do diagrama de fases.
Tendo uma única fase. No trajeto para a
superfície, ponto “S” temos a redução de
temperatura e da pressão. Então, na
superfície temos duas fases, cerca de 60 % de
óleo e 40 % de gás. No reservatório, com a
produção contínua, a pressão decresce mas a
temperatura permanece constante.
24. Reservatórios – 24 – Classificação dos reservatórios
2 - Reservatório de gás:
É quando se encontra no estado gasoso nas condições do
reservatório. No diagrama de fases esta a direita do ponto
de orvalho.
O gás pode ser: úmido, seco ou retrógado. Se o gás na
superfície ao ser separado dos pesados gerar certa
quantidade de líquidos é chamado de gás úmido. Se não
gerar líquido é gás seco.
O gás é retrógado quando pela queda da pressão uma parte
do gás se transforma em condensado no reservatório.
Continuando a queda de pressão essa parte volta para o
estado gasoso.
25. Reservatórios - 25
Índice
1) Objetivos da Engenharia de reservatórios;
2) Propriedades básicas;
3) Regimes de fluxo;
4) Classificação dos reservatórios;
5) Fluídos produzidos;
6) Mecanismos de produção;
7) Estimativa de reserva;
8) Métodos de Recuperação.
26. Reservatórios - 26
Fluidos produzidos e relações:
Um comportamento esperado para um reservatório de óleo é que ele
produza óleo, gás associado e água. As vazões dos fluídos são sempre
medidas na superfície a 20 ̊̊C e 1 atm. As caraterísticas dos fluídos são:
1. Produção de óleo;
2. Produção de gás;
3. Produção de água;
4. RGO, RAO e BSW;
5. Fator volume de formação de gás;
6. Fator volume da formação de óleo.
27. Reservatórios – 27 – Fluidos produzidos
1 - Produção de óleo: é a parte medida na fase líquida na
superfície. Se uma parcela de um hidrocarboneto gasoso nas
condições de superfície é líquida, chama-se de LGN (Líquido de Gás
Natural).
2 - Produção de gás: é a parte medida na fase gasosa na superfície.
Composta pelo gás que se encontrava livre no reservatório, mais o gás
que sai de solução do óleo e mais o gás que estava dissolvido na água.
3 - Produção de água: se a saturação de água for inferior a
saturação crítica não haverá produção de água.
28. Reservatórios – 28 – Fluidos produzidos
RGO, RAO e BSW;
A razão gás-óleo (RGO) é a relação entre a vazão de gás e a vazão de
óleo, medidas nas condições de superfície.
A razão água-óleo (RAO) é a relação entre a vazão de água e a vazão
de óleo, medidas nas condições de superfície.
O BSW (basic sediments and water) é o quociente entre a vazão de
água mais os sedimentos que estão sendo produzidos e a vazão total
de líquidos e sedimentos.
29. Reservatórios – 29 – Fluidos produzidos
Fator volume de formação
do gás: o gás no reservatório
ocupa um certo volume
dependendo das condições de
P&T existentes. Ao ser levado p/a
superfície acarreta grande
aumento de volume.
O “fator volume de formação do
gás”, (Bg), é a razão entre o
volume que o gás ocupa numa
dada condição de pressão e
temperatura e o volume que o
mesmo gás ocupa nas condições
padrão (1 atm e 20ºC).
30. Reservatórios – 30 – Fluidos produzidos
Fator volume de formação de óleo: se houver no reservatório
redução de pressão, aumentará o volume do óleo no reservatório até
que esse atinja a pressão de saturação do óleo. A partir disso,
qualquer redução de pressão passará mais líquido para a fase gasosa,
aumentando a vaporização e reduzindo o volume de líquido.
Bo = volume de líquido em qualquer cond. de P&T/vol. de liquido (1
atm 20ºC).
31. Reservatórios - 31
Índice
1) Objetivos da Engenharia de reservatórios;
2) Propriedades básicas;
3) Regimes de fluxo;
4) Classificação dos reservatórios;
5) Fluídos produzidos;
6) Mecanismos de produção;
7) Estimativa de reserva;
8) Métodos de Recuperação.
32. Reservatórios – 32 – Mecanismo de produção
Mecanismos de produção: os
fluídos do reservatório devem
dispor de energia para serem
produzidos. A pressão é uma
manifestação dessa energia.
A produção ocorre devido a
dois efeitos principais:
-Descompressão: que causa a
expansão dos fluídos do
reservatório e a contração do
volume poroso;
-Deslocamento de um fluído por
outro.
Os mecanismos principais de
produção são: 1) Gás em solução;
2) Capa de gás;
3) Influxo de água;
e ainda, resultantes desses:
4) Combinado;
5)Segregação gravitacional.
33. Reservatórios – 33 – Mecanismo de produção
1) Gás em solução:
A produção de fluidos provoca
redução na pressão, que por sua
vez, que proporciona a
vaporização de mais componentes
leves, acarretando a expansão dos
fluidos. Como o gás é muito mais
expansível que o líquido, é
basicamente devido à sua
expansão que vai acontecer a
produção do líquido.
Pressão de saturação
34. Reservatórios – 34 – Mecanismo de produção
2) Capa de gás:
A zona de líquido é colocada em
produção e a zona de gás é
preservada. O mecanismo é o
seguinte: a zona de óleo é
colocada em produção, o que
acarreta uma redução na sua
pressão devida à retirada de
fluido. Essa queda de pressão se
transmite para a capa de gás, que
se expande penetrando gradati-
vamente na zona de óleo.
35. Reservatórios – 35 – Mecanismo de produção
3) Influxo de água:
O mecanismo é o seguinte: a zona
de óleo é colocada em produção e
reduz a pressão no reservatório,
que se faz sentir no aquífero. Este
responde a queda de pressão
através da expansão da água nele
contida e da redução de seu
volume poroso. A água passa a
invadir o espaço deixado pelo óleo
produzido. Isso é o influxo de água
que desloca o óleo para os poços
de produção.
36. Reservatórios – 36 – Mecanismo de produção
4) Mecanismo combinado:
Trata-se de combinação dos 3 mecanismos já citados (slide
33, 34 e 35).
37. Reservatórios – 37 – Mecanismo de produção
5) Segregação gravitacional:
A gravidade faz os fluídos se
arranjarem dentro do reservatório
de acordo com as suas
densidades. A gravidade faz com
que uma parte do gás migre para
o topo do reservatório criando
uma capa de gás secundária.
Se o reservatório for sujeito a um
aquífero, a diferença de densidade
entre o óleo e a água impede da
água ultrapassar o óleo, pelo
efeito da gravidade.
38. Reservatórios - 38
Índice
1) Objetivos da Engenharia de reservatórios;
2) Propriedades básicas;
3) Regimes de fluxo;
4) Classificação dos reservatórios;
5) Fluídos produzidos;
6) Mecanismos de produção;
7) Estimativa de reserva;
8) Métodos de Recuperação.
39. Reservatórios – 39 – Estimativa de reserva
Estimativa de reserva: é conhecer a quantidade de fluído que
pode ser retirado de um reservatório. Isso possibilitará decidir se o
projeto será viável.
Definições:
Volume original: quantidade de fluido existente no reservatório na
época da descoberta;
Volume recuperável: quantidade estimada de óleo ou gás que se
espera produzir de um reservatório;
Fator de recuperação: quociente entre o volume recuperável e o
volume original.
40. Reservatórios – 40 – Estimativa de reserva
Definições (continuação):
Fator de recuperação: considere
um reservatório com o volume
original de 3.200.000 m³ capaz de
produzir o volume recuperável de
736.000 m³. O fator recuperação é
de 23%.
Produção acumulada: para o
mesmo reservatório, supondo que
ele tenha produzido em 3 anos
400.000 m³. A produção
acumulada é 400.000m³.
Fração recuperada: para o mesmo
reservatório, após produzir
400.000 m³ a fração recuperada é
de 12,5%.
Reserva: após 3 anos a reserva é
de 336.000m³.
41. Reservatórios – 41 – Estimativa de reserva
Estimativa de reservas:
Método de cálculo: não existe uma maneira única de
estimar os “volumes originais” e as reservas.
Os métodos de cálculo utilizados podem ser por:
1. Analogia;
2. Analise de risco;
3. Método volumétrico;
4. Performance do reservatório
42. Reservatórios – 42 – Estimativa de reserva
Método de cálculo:
1) Analogia: quando ainda não existe poço exploratório perfurado
no reservatório, as estimativas são feitas com bases nos dados
sísmicos e reservatórios localizados nas proximidades.
2) Análise de risco: também é utilizado antes da perfuração do
primeiro poço exploratório e é diferente do método anterior, por
utilizar tratamento estatístico apresenta uma faixa de valores
possíveis.
43. Reservatórios – 43 – Estimativa de reserva
Método de cálculo:
3) Método volumétrico: nesse
método um poço foi perfurado e o
volume original pode ser
calculado através da seguinte
equação:
N = (Vr x Φ x (1 - Sw))/ Bo
Vr=volume total da rocha portadora de
óleo obtida pela sísmica de reflexão.
Φ = porosidade média da rocha pode ser
obtida por meio de interpretação de
perfis ou em ensaios de laboratório.
Sw = saturação de água (obtenção idem
porosidade.)
Bo = fator volume de formação do fluído.
44. Reservatórios – 44 – Estimativa de reserva
4) Performance de reservatórios:
São modelos de previsão de comportamento futuro que se baseiam
em dados do comportamento passado.
- Análise do declínio de produção: baseia-se na observação do
histórico da produção e a partir disso estima-se a tendência de
declínio das vazões.
- Equação de balanço de materiais: a equação é escrita em
função das propriedades da rocha, do comportamento do fluido
em função da pressão, das propriedades fluido-rocha, do histórico
da produção e é particularizada para cada caso, dependendo dos
mecanismos de produção.
45. Reservatórios – 45 – Estimativa de reserva
4) Performance de reservatórios (cont.):
- Simulação matemática de reservatórios: são introduzidos no
modelo as informações geológicas, os dados de rocha, os dados de
fluído, as propriedades da rocha-fluido, de maneira que este
reproduza com uma certa precisão o histórico de produção.
Quando o modelo passa a descrever bem o passado está pronto
para ser utilizado para prever o comportamento futuro. estimando
volume original e reserva entre outras informações.
46. Reservatórios - 46
Índice
1) Objetivos da Engenharia de reservatórios;
2) Propriedades básicas;
3) Regimes de fluxo;
4) Classificação dos reservatórios;
5) Fluídos produzidos;
6) Mecanismos de produção;
7) Estimativa de reserva;
8) Métodos de Recuperação.
47. Reservatórios – 47 – Métodos de recuperação
Métodos de recuperação:
Tentam interferir nas caraterísticas do reservatório que favoreceram
na retenção exagerada de óleo.
Recuperação primária é a produção resultante da energia do
reservatório (já vimos nos slides anteriores).
Recuperação secundária é a injeção de água ou gás no reservatório
(método convencional de recuperação).
Recuperação terciária são os demais processos de recuperação
(método especial de recuperação).
48. Reservatórios – 48 – Métodos de recuperação
Método convencional
Os métodos são:
Injeção de ÁGUA: pode ser subterrânea, da superfície, do mar ou
produzida junto com óleo. Para isso são necessárias, sistema de
captação de água, sistema de tratamento da água, sistema de injeção
de água e poços injetores.
Injeção de GÁS NATURAL: é injetado com auxílio de compressores que
fornecem as pressões e vazões necessárias e poços de injeção de gás.
49. Reservatórios – 49 – Métodos de recuperação
Método convencional:
Para reservatórios planos,
horizontais e de pouca espessura,
os poços de injeção e produção
são distribuídos de maneira
homogênea.
Para reservatórios inclinados, se
for injeção de água deve se
converter em injetores poços da
região periférica do reservatório.
Para injeção de gás os poços são
localizados no topo da formação.
50. Reservatórios – 50 – Métodos de recuperação
Métodos especiais são:
-Métodos térmicos;
-Métodos miscíveis;
-Métodos químicos;
-Outros métodos.
Métodos térmicos adequados para óleos muito viscosos que
aquecidos reduzem a viscosidade e se deslocam com maior
facilidade: são de dois tipos. a) injeção de fluído aquecido, como
vapor d’água. b) combustão in situ, que é a injeção de ar quente até
surgir um processo de oxidação do óleo que ao gerar mais calor
chega ao ponto de ignição. Continuando injetar ar frio o processo se
mantém.
51. Reservatórios – 51 – Métodos de recuperação
Métodos miscíveis: quando o método convencional tem baixa
eficiência de deslocamento do óleo, pode-se optar injetar fluídos
que se tornam miscíveis com o óleo. Desse modo não existem
tensões superficiais. Utiliza-se como fluido gás natural, dióxido de
carbono e nitrogênio.
Métodos Químicos: destacam-se a injeção de polímeros, injeção de
solução de tensoativos, injeção de micro emulsão, injeção de
solução alcalina, etc.
- Adicionar polímeros a água de injeção de forma a transformá-la
num fluído de mesma mobilidade do óleo. Isso aumenta o varrido.
- Adicionar tensoativo a água de injeção para reduzir as tensões
interfaciais entre água e óleo ampliando o deslocamento.
52. Reservatórios – 52 – Métodos de recuperação
Métodos Químico (continuação):
- A injeção de micro emulsão é a tentativa de obter um
deslocamento miscível com o óleo.
- A injeção de fluídos alcalinos junto com água, como a soda caustica
que ao reagir com certos ácidos orgânicos presentes no óleo
produzem tensoativos internos ao reservatório.
Outros Métodos:
Os microrganismos quando adequadamente escolhidos produzem
substâncias no interior do reservatório que facilitadoras do
deslocamento do óleo. Ondas eletromagnéticas ocasionadas pela
aplicação de diferenças de potencial entre poços resulta no
aquecimento do reservatório.