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7/25/2019 Jennys Lourdes Meneses Barillas PRH14 UFRN M

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issertao de Mestrado

ESTUDO DO PROCESSO DE DRENAGEM

GRAVITACIONAL DE LEO COM INJEO

CONTNUA DE VAPOR EM POOS

HORIZONTAIS

Jennys Lourdes Meneses Barillas

Natal, fevereiro de 2005


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DISSERTAO DE MESTRADO



CONTNUA DE VAPOR EM POOS HORIZONTAIS

JJeennnnyyssLLoouurrddeessMMeenneesseessBBaarriillllaass

Orientador: Prof. Ph.D. Tarcilio Viana Dutra Junior

Co-Orientador: Prof. Dr. Wilson da Mata

Natal / RN

FEVEREIRO / 2005

Universidade Federal do Rio Grande do Norte

Centro de Tecnologia

Departamento de Engenharia QumicaPrograma de Ps Graduao em Engenharia Qumica


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DISSERTAO DE MESTRADO



CONTNUA DE VAPOR EM POOS HORIZONTAIS

JJeennnnyyssLLoouurrddeessMMeenneesseessBBaarriillllaass

Dissertao Apresentada ao Corpo Docente do

Programa de Ps-graduao em Engenharia Qumica

da Universidade Federal do Rio Grande do Norte

como Requisito Parcial para a Obteno do

Ttulo de Mestre em Engenharia Qumica.


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Dissertao de Mestrado PPGEQ-UFRN

Jennys Lourdes Meneses Barillas ii

BARILLAS, Jennys Lourdes Meneses - Estudo do processo de drenagem gravitacional deleo com injeo contnua de vapor em poos horizontais. Dissertao de Mestrado, UFRN,Programa de Ps-Graduao em Engenharia Qumica. rea de Concentrao: Pesquisa eDesenvolvimento de Tecnologias Regionais Engenharia de Processos. Sub rea:Modelagem e Simulao de Processos, Natal-RN, Brasil

Orientadores:

Professor: Ph.D. Tarcilio Viana Dutra JuniorProfessor: Dr. Wilson da Mata

RESUMO

Vrios mtodos trmicos para aumentar a produo de leos pesados tm sidoteoricamente e experimentalmente testados. Hoje em dia a injeo a vapor, e muitas de suasvariaes, o IOR mais prspero para leos pesados. Algumas destas variaes incluem o uso

de poos horizontais para injeo cclica e contnua. O Steam Assisted Gravity Drainage(SAGD) ou a injeo de vapor por drenagem gravitacional o processo que usa dois pooshorizontais: o injetor de vapor no topo do reservatrio e o produtor na base do reservatrio. Oobjetivo deste mtodo criar uma cmara de vapor, enquanto promove uma melhor varredurados fluidos do reservatrio. Um modelo foi idealizado para estudar a sensibilidade de alguns

parmetros do reservatrio e de parmetros de operao na recuperao final de leo. Osresultados do estudo da sensibilidade destes parmetros mostraram a dependncia de todoseles no fator de recuperao final do bloco estudado, alm de promover uma melhorcompreenso fsica do processo SAGD, possibilitando melhores dimensionamentos de futuros

pilotos de campo na indstria de petrleo.

Palavras-Chave

SAGD, IOR, simulao de reservatrios, modelagem, mtodos trmicos.

Banca Examinadora

Presidente: _____________________________________________Prof. Ph.D. Tarcilio Viana Dutra Junior - UFRN (DEQ)

Membros: _____________________________________________Prof. Dr. Wilson da Mata - UFRN (DEE)

_____________________________________________Prof. Dr. Aderson Farias do Nascimento - UFRN (DF)

_____________________________________________Prof. Ph.D. Denis J. Schiozer UNICAMP

Data de defesa da dissertao: 28-02-2005


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ABSTRACT

Several methods for increasing heavy oil production by applying thermal recovery

have been theoretically and experimentally tested. Nowadays steam injection, in many

variations of the basic process, is the most successful improved oil recovery (IOR) for heavy

oils. Some of these variations include the use of horizontal wells for cyclic and continuous

injection. The steam assisted gravity drainage (SAGD) process uses two horizontal wells: the

steam injector at the top of the reservoir and the producer in the bottom. The purpose of this

design is to create a steam chamber, providing a better sweep of the reservoir. A model was

idealized to study the sensibility of some reservoir and operational parameters in the oil

recovery using the SAGD process. The sensibility study results showed the dependence of all

these parameters on the final recovery factor of the studied block, providing a better physical

comprehension of the SAGD process and aiding in designing field pilots in the petroleum

industry.

Keywords:

SAGD, IOR, reservoir simulation , thermal recovery.


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Dedicatria

A meu filho e marido que estiveram sempre acompanhando-me na realizao deste trabalho

A meus pais, meus irmos, meus sobrinhos.


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Agradecimentos

Para realizar um trabalho sempre necessrio a ajuda de outras pessoas ou instituies

que oferecem novas idias, nos ajudam com suporte financeiro, ou tcnico ou simplesmentenos do uma ajuda emocional, permitindo assim um projeto melhor em todos os sentidos. Por

isso eu quero agradecer a todos os que de alguma maneira colaboraram na execuo deste

trabalho:

A meus orientadores Prof. Tarcilio e Prof. Wilson, por: sua pacincia, colaborao

tcnica, por suas idias, e por seu entusiasmo na realizao deste trabalho.

A Gertrudes, que aprendemos juntas o uso do simulador e me ajudou nas rodadas das

simulaes.A todos os professores que oferecem as disciplinas do PPGEQ que tm colaborado na

compreenso de novos conceitos, necessrios para o conhecimento geral da Engenharia de

Processos.

Petrobrs que financiou parte de meu mestrado por meio de uma bolsa de projeto.

Ao PPGEQ e UFRN instituies muito valiosas pelo seu nvel acadmico que deram

para mim a oportunidade de aprender algo novo e interessante.

Ao departamento de Fsica e ao Professor Aderson que emprestaram o programaSTARS e me deram apoio tcnico.

Ao NUPEG e ao PRH-ANP 14 que me deram tambm apoio tcnico e a infra-estrutura

necessria para a elaborao do trabalho.

A todos os que no me conheciam, mas acreditaram em min.

A todos os que me incentivaram e apoiaram nos momentos mais difceis.


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NDICE

Captulo I

1 Introduo geral ...................................................................................................................2

Captulo II

2 Aspectos tericos .................................................................................................................62.1 Propriedades bsicas dos reservatrios e dos fluidos....................................................6

2.1.1 Compressibilidade..................................................................................................7

2.1.2 Porosidade ..............................................................................................................8

2.1.3 Saturao ................................................................................................................9

2.1.4 Permeabilidade absoluta.......................................................................................10

2.1.5 Permeabilidade efetiva .........................................................................................11

2.1.6 Permeabilidade relativa ........................................................................................112.1.7 Molhabilidade.......................................................................................................12

2.1.8 Mobilidade............................................................................................................14

2.1.9 Grau API do leo..................................................................................................14

2.1.10 Viscosidade do leo..........................................................................................15

2.2 Regimes de fluxo.........................................................................................................15

2.3 Classificao dos reservatrios ...................................................................................18

2.3.1 Tipos de reservatrios...........................................................................................192.3.1.1 Reservatrios de leo ...................................................................................19

2.3.1.2 Reservatrio de gs.......................................................................................20

2.3.1.2.1 Reservatrio de gs mido e reservatrio de gs seco .............................21

2.3.1.2.2 Reservatrio de gs retrgrado.................................................................21

2.4 Fluidos produzidos......................................................................................................22

2.5 Histrico de produo .................................................................................................24

2.6 Fator volume de formao do gs ...............................................................................24

2.7 Fator volume de formao de leo..............................................................................25

2.8 Razo de solubilidade .................................................................................................27


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2.9 Mecanismos de produo............................................................................................27

2.9.1 Mecanismo de gs em soluo .............................................................................28

2.9.2 Mecanismo de capa de gs ...................................................................................30

2.9.3 Mecanismo de influxo de gua.............................................................................32

2.9.4 Mecanismo combinado.........................................................................................34

2.9.5 Segregao gravitacional......................................................................................35

2.10 Processos de recuperao do petrleo ..................................................................36

2.10.1 Recuperao primria do leo ..........................................................................37

2.10.2 Mtodos convencionais de recuperao ...........................................................37

2.10.2.1 Eficincias de recuperao ...........................................................................38

2.10.3 Mtodos especiais de recuperao....................................................................39

2.10.3.1 Mtodos trmicos .........................................................................................40

2.10.3.2 Mtodos miscveis ........................................................................................41

2.10.3.3 Mtodos qumicos ........................................................................................41

2.10.3.4 Outros mtodos.............................................................................................42

2.11 Injeo cclica de vapor ........................................................................................42

2.12 Injeo contnua de vapor.....................................................................................43

2.12.1 Variaes especiais da injeo de vapor...........................................................44

2.13 Drenagem gravitacional de leo assistida com vapor (processo SAGD)............44

Captulo III

3 Estado da arte.....................................................................................................................49

Captulo IV

4 Modelagem do processo ....................................................................................................57

4.1 Modelo proposto .........................................................................................................57

4.2 Modelo matemtico.....................................................................................................59

4.2.1 Princpios gerais ...................................................................................................59

4.2.1.1 Equao de continuidade e movimento........................................................59

4.2.1.2 Equao de energia.......................................................................................65

4.2.2 Equaes gerais de conservao discretizadas.....................................................68

4.2.2.1 Balano de massa .........................................................................................69


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4.2.2.2 Balano de energia: ......................................................................................69

4.2.2.3 Transmissibilidades Tj das fases: .................................................................69

4.3 Modelo da malha.........................................................................................................70

4.4 Soluo do modelo......................................................................................................71

4.5 Modelagem do reservatrio.........................................................................................72

4.5.1 Propriedades do reservatrio ................................................................................72

4.5.2 Propriedades da rocha..........................................................................................73

4.5.3 Viscosidade do leo..............................................................................................73

4.5.4 Permeabilidades relativas .....................................................................................74

4.5.5 Descrio das condies de operao...................................................................76

4.6 Descrio dos casos simulados ...................................................................................76

Captulo V

5 Resultados e discusses .....................................................................................................79

5.1 Produo primria: sem injeo de vapor ...................................................................79

5.2 Anlise de sensibilidade..............................................................................................80

5.3 Atributos do reservatrio.............................................................................................81

5.3.1 Permeabilidade vertical ........................................................................................82

5.3.2 Permeabilidade da rocha.......................................................................................86

5.3.3 Viscosidade do leo..............................................................................................88

5.3.4 Espessura do reservatrio .....................................................................................91

5.3.4.1 Distncia vertical ..........................................................................................92

5.3.4.2 Fator de recuperao versus volume poroso injetado...................................93

5.3.5 Folhelhos no reservatrio .....................................................................................95

5.3.5.1 Folhelho de 300m x 60m x 2 m....................................................................96

5.3.5.2 Barreira de 510m x 60 m x 2 m..................................................................98

5.3.5.3 Barreira furada no centro............................................................................102

5.3.5.4 Comparao entre os modelos com barreiras ............................................103

5.3.6 Aqfero..............................................................................................................105

5.4 Parmetros de operao.............................................................................................109

5.4.1 Distncia vertical entre poos.............................................................................109

5.4.2 Comprimento dos poos injetor e produtor ........................................................113

5.4.3 Configuraes de poos......................................................................................118


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5.4.3.1 Poo injetor vertical (1) e poo produtor horizontal (1).............................118

5.4.3.2 Trs poos injetores verticais, e um produtor horizontal...........................121

5.4.3.3 Poos injetor e produtor verticais ...............................................................125

5.4.3.4 Comparao entre as diferentes configuraes dos poos injetor e produtor...

....................................................................................................................127

5.5 Comparao entre o processo SAGD e a injeo contnua de vapor........................129

5.6 Otimizao do vapor .................................................................................................131

Captulo VI

6 Concluses e recomendaes...........................................................................................1386.1 Concluses ................................................................................................................138

6.2 Recomendaes.........................................................................................................139

Captulo VII

7 Referncias bibliogrficas................................................................................................142

Captulo VIII

8 Anexos .............................................................................................................................147

8.1 Termos utilizado nas equaes de balano de massa e energia ................................147

8.1.1 Termos na acumulao.......................................................................................147

8.1.2 Termos de fluxo..................................................................................................149

8.1.3 Termo fonte / sumidouro....................................................................................150

8.1.4 Termo fonte / sumidouro para aplicaes trmicas com aqferos ....................151

8.2 Arquivo de entrada no programa de simulao numrica Stars ............................152

8.3 Curvas de produo acumulada de gua ...................................................................160


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NDICE DE FIGURAS

Captulo I

Captulo II

Figura 2-1: Porosidade de uma rocha reservatrio..................................................................8

Figura 2-2: Fluxo linear ............................................................................................................10

Figura 2-3: Curvas de permeabilidades relativa versus a saturao de gua............................12

Figura 2-4: Molhabilidade do sistema leo-gua-rocha...........................................................13Figura 2-5: Rocha molhada por gua .......................................................................................13

Figura 2-6: Viscosidade para diferentes leos..........................................................................15

Figura 2-7: Fluxo radial ............................................................................................................16

Figura 2-8: Distribuio das presses no reservatrio sob regime de fluxo estabilizado.........16

Figura 2-9: Diagrama de fases misturas lquidas......................................................................19

Figura 2-10: Diagrama de fases gs retrgrado.....................................................................22

Figura 2-11: Fluidos no reservatrio e na superfcie ................................................................23Figura 2-12: Fator volume de formao do gs........................................................................25

Figura 2-13: Processo de liberao do gs. ..............................................................................26

Figura 2-14: Fator volume de formao do leo ......................................................................26

Figura 2-15: Razo de solubilidade..........................................................................................27

Figura 2-16: Reservatrio com mecanismo de gs em soluo................................................29

Figura 2-17: Mecanismo de gs em soluo ............................................................................30

Figura 2-18: Reservatrio com mecanismo de capa de gs......................................................31Figura 2-19: Mecanismo de capa de gs. .................................................................................32

Figura 2-20: Reservatrio com mecanismo de influxo de gua. ..............................................33

Figura 2-21: Mecanismo de influxo de gua............................................................................34

Figura 2-22: Reservatrio com mecanismo combinado...........................................................35

Figura 2-23: Reservatrio com mecanismo de gs em soluo................................................36

Figura 2-24: Processos de recuperao do petrleo. ................................................................37

Figura 2-25: Conceito da drenagem de leo assistida por gravidade.......................................45

Figura 4-1: Representao do sistema de poos injetor-produtor no reservatrio ...................58


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Captulo III

Captulo IV

Figura 4-2: Volume de controle................................................................................................60

Figura 4-3: Exemplo de diviso do reservatrio ......................................................................62

Figura 4-4: Representao do bloco .........................................................................................64

Figura 4-5: Modelo do reservatrio..........................................................................................70

Figura 4-6: Mtodo de Newton ................................................................................................72

Figura 4-7: Viscosidade do leo...............................................................................................74

Figura 4-8: Permeabilidade relativa gua - leo.......................................................................75Figura 4-9: Permeabilidade relativa lquido - gs ....................................................................75

Captulo V

Figura 5-1: Efeito da injeo de vapor no fator de recuperao de leo..................................80

Figura 5-2: Anlise de Sensibilidade aps 14 anos de produo .............................................81

Figura 5-3: Vazo de leo no tempo quando modificada a permeabilidade vertical ............82

Figura 5-4: Evoluo no tempo da saturao de leo para a permeabilidade vertical de 50 mD

(esquerda) e para a de 400 mD (direita). Seo transversal do reservatrio......................84

Figura 5-5: Produo acumulada de leo versus tempo quando modificada a permeabilidade

vertical. ..............................................................................................................................85

Figura 5-6: Efeito da variao da permeabilidade da rocha na vazo de produo de leo.....86

Figura 5-7: Efeito da variao da permeabilidade da rocha, na produo acumulada de leo.87

Figura 5-8: Efeito da variao da viscosidade do leo, na vazo de produo de leo. ..........89

Figura 5-9: Efeito da variao da viscosidade do leo, na produo acumulada de leo. .......89

Figura 5-10: Efeito da variao da espessura do reservatrio na vazo de leo. .....................91

Figura 5-11: Efeito da variao da espessura do reservatrio no fator de recuperao do leo

versus o volume poroso injetado. ......................................................................................94

Figura 5-12: Desenho esquemtico da barreira de 300m x 60m x 2m entre o poo injetor e

produtor..............................................................................................................................95

Figura 5-13: Desenho esquemtico da barreira de 510m x 60m x 2m entre o poo injetor e

produtor..............................................................................................................................95


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Figura 5-14: Desenho esquemtico das duas barreiras de 180m x 60m x 2m entre o poo

injetor e produtor...............................................................................................................96

Figura 5-15: Efeito da barreira de 300m x 60 m x 2m, entre poos, na vazo de produo de

leo, localizada em diferentes camadas do reservatrio. ...................................................97

Figura 5-16: Efeito da barreira de 300m x 60m x 2m, entre poos, na produo acumulada de

leo, localizada em diferentes camadas do reservatrio. ...................................................97

Figura 5-17: Efeito da barreira de 510m x 60m x 2m, entre poos, na vazo de leo,

localizada em diferentes camadas do reservatrio.............................................................99

Figura 5-18: Efeito da barreira de 510m x 60m x 2 m, entre poos, na produo acumulada de

leo, localizada em diferentes camadas do reservatrio. .................................................100

Figura 5-19: Efeito da barreira de 300m x 60m x 2m e de 510m x 60m x 2m, localizada

abaixo do poo produtor, na produo acumulada de leo..............................................101

Figura 5-20: Efeito de duas barreiras de 180m x 60m x 2m, na vazo de leo, para diferentes

camadas do reservatrio...................................................................................................102

Figura 5-21: Efeito de duas barreiras de 180m x 60m x 2m, na produo acumulada de leo,

para diferentes camadas do reservatrio. .........................................................................103

Figura 5-22: Comparao entre os sistemas de folhelhos ......................................................104

Figura 5-23: Aqfero no reservatrio modelo.......................................................................105

Figura 5-24: Efeito do aqfero na vazo de leo. .................................................................106

Figura 5-25: Efeito do aqfero na produo acumulada de leo...........................................107

Figura 5-26:Comparao da produo acumulada de leo no tempo entre o sistemas com

aqfero e o modelo base .................................................................................................108

Figura 5-27: Seo transversal do reservatrio ......................................................................110

Figura 5-28: Efeito da variao da distncia entre o poo injetor e produtor na vazo de

produo de leo. .............................................................................................................111

Figura 5-29: Efeito da variao da distncia entre o poo injetor e o produtor na produoacumulada de leo............................................................................................................112

Figura 5-30: Efeito da variao do comprimento do poo injetor e do produtor na vazo de

produo de leo. .............................................................................................................114

Figura 5-31: Seqncia no tempo do incremento de temperatura, comprimento de poos de

300m e 510 m. .................................................................................................................116

Figura 5-32: Efeito da variao do comprimento do poo injetor e do produtor no acumulado

da produo de leo. ........................................................................................................117


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Figura 5-33: Efeito da Configurao de poos: 1 injetor vertical e 1 produtor horizontal na

produo acumulada de leo com injeo de vapor em diferentes camadas do

reservatrio. .....................................................................................................................119

Figura 5-34: Efeito da barreira de 510m x 60 m x 2 m na produo acumulada de leo.

Configurao de poos: 1 injetor vertical e 1 produtor horizontal. .................................120

Figura 5-35: Diagrama esquemtico da posio dos poos injetores.....................................122

Figura 5-36: Efeito da configurao de poos: 3 injetores verticais e 1 produtor horizontal na

produo acumulada de leo, com injeo de vapor em diferentes camadas do

reservatrio (sem folhelho). .............................................................................................123

Figura 5-37: Efeito da barreira de 510m x 60m x 2m na produo acumulada de leo.

Configurao de poos: 3 injetores verticais e 1 produtor horizontal. ............................124

Figura 5-38: Diagrama esquemtico da posio dos poos injetor e produtor.......................125

Figura 5-39: Efeito da configurao de poos: 1 injetor e 1 produtor verticais, na produo

acumulada de leo, com barreira de 510m x 60 mx 2m entre poos. .............................126

Figura 5-40: Efeito da configurao dos poos, no fator de recuperao de leo..................128

Figura 5-41: Modelo 5-spot, para a injeo contnua de vapor..............................................129

Figura 5-42: Fator de recuperao de vapor versus tempo - comparao entre o processo

SAGD e a injeo contnua de vapor...............................................................................130

Figura 5-43: Fator de recuperao de vapor versus volume poroso injetado - comparao entre

o processo SAGD e a injeo contnua de vapor.............................................................130

Figura 5-44: Otimizao do vapor: comprimento dos poos SAGD .....................................131

Figura 5-45: Otimizao do vapor: distncia vertical entre poos.........................................132

Figura 5-46: Otimizao do vapor: espessura da zona de leo ..............................................133

Figura 5-47: Otimizao do vapor: permeabilidade...............................................................133

Figura 5-48: Otimizao do vapor: viscosidade.....................................................................134

Figura 5-49: Otimizao do vapor: barreiras de permeabilidade ...........................................135Figura 5-50: Otimizao do vapor: diferentes configurao de poos de injeo..................136

Captulo VI

Captulo VII


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Captulo VIII

Figura 8-1: Produo acumulada de gua versus tempo- distncia vertical entre poos .......160

Figura 8-2: Produo acumulada de gua versus tempo- comprimento dos poos injetor e

produtor............................................................................................................................160

Figura 8-3: Produo acumulada de gua versus tempo-permeabilidade vertical .................161

Figura 8-4: Produo acumulada de gua versus tempo-permeabilidade horizontal .............161

Figura 8-5: Produo acumulada de gua versus tempo- viscosidade do leo ......................162

Figura 8-6: Produo acumulada de gua versus tempo barreira de 300 m x 60 x 2 m......162

Figura 8-7: Produo acumulada de gua versus tempo barreira de 510m x 60m x 2m.....163

Figura 8-8: Produo acumulada de gua versus tempo- aqfero.........................................163


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NDICE DE TABELAS

Captulo I

Captulo II

Captulo III

Tabela 3-1: Dados operacionais de projetos SAGD reportados na literatura...........................51Tabela 3-2: Caractersticas dos reservatrios e fluidos de aplicaes do processo SAGD......52

Captulo IV

Tabela 4-1: Intervalo dos parmetros analisados- atributos do reservatrio............................77

Tabela 4-2: Intervalo dos parmetros analisados- parmetros de controle ..............................77

Captulo V

Tabela 5-1: Resumo dos resultados: recuperao primria ......................................................79

Tabela 5-2: Resumo dos resultados: permeabilidade vertical ..................................................85

Tabela 5-3: Resumo dos resultados: permeabilidade da rocha.................................................87

Tabela 5-4: Resumo dos resultados: permeabilidade da rocha.................................................88

Tabela 5-5: Resumo dos resultados: viscosidade do leo ........................................................90Tabela 5-6: Resumo dos resultados: viscosidade do leo ........................................................90

Tabela 5-7: Resumo dos resultados: espessura da zona de leo de 10 m.................................92

Tabela 5-8: Resumo dos resultados: espessura da zona de leo de 30m..................................93

Tabela 5-9: Volumes in placedo leo e da gua......................................................................93

Tabela 5-10: Resumo dos resultados: espessura da zona de leo.............................................94

Tabela 5-11: Localizao dos folhelhos na malha....................................................................96

Tabela 5-12: Resumo dos resultados: barreira de 300m x 60m x 2m ......................................98Tabela 5-13: Resumo dos resultados: barreira de 300m x 60m x 2m ......................................98


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Tabela 5-14: Resumo dos resultados: barreira de 510m x 60m x 2m ....................................100

Tabela 5-15: Resumo dos resultados: barreira 510m x 60m x 2m.........................................101

Tabela 5-16: Localizao da barreira furada na malha...........................................................102

Tabela 5-17: Resumo dos resultados: comparao entre sistemas.........................................105

Tabela 5-18: Localizao na malha do folhelho no aqfero .................................................106

Tabela 5-19: Resumo dos resultados: aqfero.......................................................................108

Tabela 5-20: Resumo dos resultados: aqfero......................................................................109

Tabela 5-21: Localizao do poo injetor e produtor na malha .............................................109

Tabela 5-22: Resumo dos resultados: distncia vertical entre poos .....................................112

Tabela 5-23: Resumo dos resultados - distncia vertical entre poos ...................................113

Tabela 5-24: Localizao dos poos injetor e produtor na malha..........................................114

Tabela 5-25: Resumo dos resultados: comprimento de poos ...............................................117

Tabela 5-26: Resumo dos resultados: comprimento dos poos..............................................117

Tabela 5-27: Localizao do poo injetor na malha...............................................................119

Tabela 5-28: Resumo dos resultados: poo injetor vertical e poo produtor horizontal ........121

Tabela 5-29: Resumo dos resultados: poo injetor vertical, poo produtor horizontal..........121

Tabela 5-30: Localizao do poo injetor na malha...............................................................122

Tabela 5-31: Resumo dos resultados: 3 injetores verticais e 1 produtor horizontal...............124

Tabela 5-32: Resumo dos resultados: 3 injetores verticais, 1 produtor horizontal.................125

Tabela 5-33: Localizao na malha dos poos injetor e produtor verticais............................126

Tabela 5-34: Resumo dos resultados: injetor e produtor verticais .........................................127

Tabela 5-35: Resumo dos resultados: poo injetor e produtor verticais.................................127

Tabela 5-36: Resumo dos resultados: comparao entre sistemas.........................................128

Captulo VI

Captulo VII

Captulo VIII


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Jennys Lourdes Meneses Barillas xvii

NOMENCLATURA E ABREVIAES

Lista por ordem alfabtica

API: Grau API do leoA: rea transversal ao fluxo do fluido m2Bg: Fator de volume de formao do gs m3/m3stdBo: Fator de volume de formao do leo m3/m3stdCf: Compressibilidade efetiva da formao 1/(Kgf/cm2)Cs: Concentrao de slidos Kg/m

3Dij: Coeficiente de difusividade do componente i em j (j = w, o, g) m

2/diaFR: Fator de recuperao de leog: Constante gravitacional m/dia2h: Altura do reservatrio mHAcd: Calor transferido por conduo at ou desde o aqfero adjacente J/KgHAcv: Calor transferido por conveco at ou desde o aqfero

adjacente

J/Kg

Hg: Entalpia do gs J/KgHo: Entalpia do leo J/Kghvapor: Altura da cmara de vapor mHw: Entalpia da gua J/KgIik: ndice da fase j para a camada k do poo m5/(Kgf dia)IP: ndice de produtividadek: Permeabilidade absoluta mDK: Transmissibilidade trmica, na interface. J/(m2*dia)kg: Permeabilidade efetiva ao gs mDko: Permeabilidade efetiva ao leo mD

kro: Permeabilidade relativa ao leo Adimensionalkrw: Permeabilidade relativa gua Adimensionalkw: Permeabilidade efetiva gua mDL: Comprimento mm: Coeficiente adimensional que relaciona a viscosidade com a

temperatura em forma empricaN, Np: Produo acumulada de leo m3std/diaP: Presso Kgf/m2

pe: Presso externa Kgf/m2

pk: Presso do n na regio de interes que contm a camada k dopoo

Kgf/m2

pw: Presso no poo Kgf/m2pwfk: Presso do fluxo do poo (wellbore) na camada k. Kgf/m

2q: Vazo volumtrica m3/diaqaqwk: Vazo volumtrica de gua atravs da face do bloco k at ou

desde o aqfero adjacentem3/dia

re: Raio externo do reservatrio mrj: Fatores de resistncia das fasesROV: Razo leo vapor m3/tonrw: Raio do poo mSg: Saturao do gs Frao ou %So: Saturao do leo Frao ou %Sw: Saturao da gua Frao ou %T: Temperatura C, KTj: Transmissibilidade entre duas regies m

5/(Kgf*dia)


20/183


Jennys Lourdes Meneses Barillas xviii

TR: Temperatura da interface com a cmara de vapor C, KTs: Temperatura do reservatrio C, KUg: Energia interna na fase gs J/KgUo: Energia interna na fase leo J/KgUr: Energia interna por volume de rocha J/Kg

Uw: Energia interna na fase gua J/KgV, VR: Volume total da rocha m3

Vf: Volume do fluidos m3

Vg: Volume do gs m3

Vo: Volume do leo m3

Vp: Volume poroso inicial m3

Vr: Volume da rocha m3

Vs: Volume dos slidos m3

Vv: Volume de espaos vazios m3

Vw: Volume da gua m3wi: Frao mssica ou molar do componente i (o, g, w) na fase gua

Wp: Produo acumulada de gua m3stdxi: Frao mssica ou molar do componente i (o, g, w) na fase leoyi: Frao mssica ou molar do componente i (o, g, w) na fase gs

Lista por palavras gregas

f Porosidade de fluidos Frao ou %v, : Porosidade do reservatrio Frao ou %: Densidade do leo / densidade da gua (T = 20 C) M3leo/m3guaeff: Condutividade trmica efetiva J/(m2 . C)

o: Mobilidade do leo mD/cpw: Mobilidade da gua mD/cp: Viscosidade cps: Viscosidade cinemtica do leo na temperatura da interface

com o vaporstoke

: Viscosidade cinemtica do leo na temperatura T stokeg: Densidade da fase gs Kg/m

3ouKgmol/m3

o: Densidade da fase leo Kg/m3ou

Kgmol/m3w: Densidade da fase gua Kg/m

3ou

Kgmol/m3os: Foras de cisalhamento entre o leo e a superfcie do slido Kgfow: Foras de cisalhamento entre o leo e a gua Kgfws: Foras de cisalhamento entre a gua e a superfcie do slido Kgf: ngulo de contato entre a tangente na interface de um fluido e

a superfcie de um slidorad

P: Variao da presso Kgf/cm2So: Diferena entre a saturao inicial do leo e a saturao

residual do leoAdm

Vp: Variao do volume poroso m3

j: Energia potencial do sistema Kgf/m2


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Dissertao de Mestrado PPGEQ UFRN Captulo I: Introduo Geral

Jennys Lourdes Meneses Barillas 1

CAPTULO I:

INTRODUO GERAL


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Dissertao de Mestrado PPGEQ UFRN Captulo I: Introduo Geral


1 Introduo geral

Do petrleo existente nos reservatrios possvel recuperar, na prtica, s uma frao,ficando a maior parte do petrleo dentro da jazida, devido complexidade dos reservatrios e

aos mecanismos ainda pouco eficientes de recuperao do petrleo. Portanto, torna-se

necessrio o estudo e o desenvolvimento de metodologias de processos de recuperao que

permitam extrair mais do leo residual aumentando assim a rentabilidade dos campos

petrolferos e estendendo sua vida til.

Pode ser possvel que o Brasil alcance a auto-suficincia na produo de petrleo nos

prximos anos e, dando nfase a programas de expanso de produo das reservas atuais,

necessrio que as tecnologias dos processos avanados de recuperao do petrleo sejam

estudadas no pas. Regionalmente, o Rio Grande do Norte conta com grandes reservas de

petrleo pesado que ainda precisam ser produzidas. As atividades de explorao nas bacias de

Campos, Santos e Esprito Santo tm levado descoberta de grandes volumes de leos

pesados que, por enquanto, no podem ser includos nas reservas devido ao custo e s

dificuldades tcnicas para extrao. possvel aumentar a recuperao de leo em alguns

destes reservatrios com a ajuda dos processos de recuperao avanada de petrleo.

Algumas das diferentes alternativas para melhorar a capacidade de escoamento dos leos

pesados e aumentar a sua recuperao so: a estimulao cclica de vapor, a combusto in

situ, a injeo de vapor, e o processo de drenagem de leo por diferencial gravitacional com

injeo de vapor ou comumente chamado de processo SAGD (siglas em ingls que

significam: steam assisted gravity drainage), que um derivado da injeo contnua de

vapor. O processo SAGD envolve dois poos horizontais paralelos um acima do outro, onde o

poo superior o injetor de vapor e o inferior o produtor de leo. Nesse processo, o papel da

fora gravitacional maximizado. Este mtodo de recuperao avanada mais efetivo para

leos com alta viscosidade, ou para betume, e tem sido demonstrado ser economicamente

vivel em projetos comerciais de recuperao de petrleo (Queipo et al., 2002). Esta

tecnologia um processo que atualmente est sendo muito estudado devido alta recuperao

de leos pesados e devido ao fato de poder ser mais eficiente que a injeo continua de vapor,

permitindo maiores recuperaes do leo em um reservatrio.


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Dissertao de Mestrado PPGEQ-UFRN Captulo I: Introduo Geral


O estudo desta tecnologia no Brasil fundamental para se conhecer em quais campos de

produo a mesma pode ser implementada com vantagens, assegurando rentabilidade maior e

com menor demanda de injeo de vapor. Este processo SAGD j foi comercialmente

aplicado no Canad, nos EUA e na Venezuela, obtendo-se uma elevada recuperao do leo

(40-70%, Donnelly 1999; Vasquez et al., 1999; Sharma et al., 2002). No Brasil ainda no foi

aplicado este tipo de processo, mas a tecnologia pode ser aplicada em reservatrios que

necessitem de uma recuperao avanada para produzir o leo pesado ou extra pesado e onde

se disponha de vapor para injeo.

O desempenho deste processo pode ser significativamente afetado por determinados

parmetros operacionais e geomtricos do reservatrio. Exemplos disso podem ser: a

permeabilidade horizontal e vertical das rochas, a heterogeneidade do reservatrio, a

espessura da zona de leo, o aqfero, a separao entre poos, o comprimento horizontal dos

poos e a necessidade de vapor. Por isto este trabalho visa estudar o impacto das condies

operacionais, das variveis geomtricas envolvidas, do fluido e do reservatrio na produo

acumulada, na vazo de produo e no fator de recuperao do leo, alm da razo leo-vapor

para, assim, obter-se a demanda mnima de vapor com um melhor rendimento do processo.

Alm disto, tambm se visa estudar o efeito de diferentes geometrias de injeo de vapor na

frao de leo recuperada.

Para realizar este trabalho foi feito um modelo numrico do processo utilizando um

reservatrio homogneo, em um simulador de mtodos avanados de recuperao de leo,

como o Stars verso 2002.2, da CMG (Computer Modelling Group).

Este trabalho de dissertao est composto de oito captulos. No captulo II apresentada a teoria que envolve as propriedades principais dos reservatrios, os diferentes

mtodos de recuperao, tanto convencional quanto avanado, e a teoria que envolve o

processo de drenagem por diferencial gravitacional (processo SAGD). Se o leitor

experiente e desejar pode comear a ler o trabalho na seo 2.10.

Um histrico dos trabalhos relacionados ao processo SAGD apresentado no

Captulo III, onde feita uma reviso dos principais trabalhos de simulao em duas e trsdimenses para reservatrios homogneos e heterogneos. So mostrados tambm alguns dos


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Dissertao de Mestrado PPGEQ-UFRN Captulo I: Introduo Geral


campos petrolferos no mundo que aplicaram o processo SAGD para melhorar a produo de

leo pesado ou betume. Tambm se encontram relatados alguns trabalhos que fizeram

anlises de diferente projetos de injeo no reservatrio.

A modelagem do processo relatada no Captulo IV, onde mostrado o modelo

matemtico utilizado na simulao do processo, o modelo do refinamento utilizado na malha,

as propriedades da rocha-reservatrio, dos fluidos e da rocha-fluido. Tambm apresentada

uma descrio das condies de operao, os dados de entrada iniciais requeridos pelo

programa, alm de uma descrio dos casos que foram simulados.

Os resultados obtidos esto relacionados no Captulo V, onde tambm foi realizada

uma discusso dos resultados do trabalho. Foram comparados, quando possvel, com alguns

dos resultados obtidos na literatura.

No Captulo VI so apresentadas as concluses mais importantes obtidas neste

trabalho e as recomendaes para trabalhos futuros.

Por ltimo nos Capitulos VII e VIIIencontram-se as referncias bibliogrficas e os

anexos.

Alguns dos resultados produzidos neste trabalho foram apresentados oralmente e

publicados no 25 Congresso Ibero Latino Americano de Mtodos Computacionais em

Engenharia (25 CILAMCE, 2004), em Recife Brasil (Barillas et al., 2004) e como pster no

1erSimpsio da Regio Nordeste sobre pesquisa e desenvolvimento em petrleo e gs natural,

em Recife-Brasil (Queiroz et al., 2004).


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Dissertao de Mestrado PPGEQUFRN Captulo II: Aspectos Tericos


CAPTULO II:

ASPECTOS TERICOS


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Dissertao de Mestrado PPGEQ-UFRN Captulo II: Aspectos Tericos


2 Aspectos tericos

Neste Captulo 2 explanada a teoria bsica de reservatrios e os diferentes processos de

recuperao do petrleo. Tambm descrita a teoria inicial do processo de drenagem por

diferencial gravitacional (SAGD) e mostrados os diferentes parmetros que podem afetar o

processo.

2.1 Propriedades bsicas dos reservatrios e dos fluidos

O conhecimento das propriedades bsicas da rocha e dos fluidos contidos nela torna-se

uma matria muito importante, j que elas vo determinar as quantidades dos fluidos

existentes no meio poroso, a sua distribuio, a capacidade desses fluidos se movimentarem e

escoarem. Devido a isto a quantidade total de fluido que poder ser extrada do reservatrio vai

depender destas propriedades (Dake, 2001). As mais importantes esto nomeadas a seguir:

Compressibilidade

Porosidade

Saturao

Permeabilidade Absoluta

Permeabilidade Efetiva

Permeabilidade Relativa

Molhabilidade

Mobilidade

Viscosidade

Densidade API


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2.1.1 Compressibilidade

Um corpo que inicialmente tem um volume V e submetido a uma compresso P,

reduzir seu volume. O quociente entre a reduo de volume V e o volume inicial V recebe

o nome de variao fracional. Dividindo-se a variao fracional pelo P, tem-se a

compressibilidade, ento por definio a compressibilidade o quociente entre a variao

fracional de volume e a variao de presso (Thomas et al., 2001).

de interesse para a Engenharia de Reservatrios a chamada compressibilidade

efetiva de formao, isto , quando os poros de uma rocha-reservatrio esto cheios de fluidos

que exercem presso sobre as paredes dos mesmos ento o volume dos poros depender da

sua presso interna. Ao ser retirada uma certa quantidade de fluido do interior da rocha, a

presso cai e os poros tm os seus volumes reduzidos. Assim a compressibilidade efetiva da

formao a relao entre a variao fracional dos volumes dos poros e a variao de presso

(Equao 2-1).

P

VVC ppf

=

/; Cf 0 ( 2-1 )

onde:

Cf: Compressibilidade efetiva da formao

Vp: Variao do volume poroso

Vp: Volume poroso inicial

Vp/ V

p: Variao fracional do volume

P: Variao da presso


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2.1.2 Porosidade

A porosidade de uma rocha a propriedade daquela apresentar vazios, isto , poros ou

fissuras onde acumulado o leo e a gua. Pode ser calculado percentualmente como o

volume de espaos vazios encontrados na rocha dividido pelo volume total da mesma. A

porosidade de uma rocha pode ser, geralmente, muito heterognea escala microscpica. Na

Figura 2-1, tem-se um esquema de uma rocha - reservatrio onde pode ser observada a sua

porosidade. Nos espaos vazios encontra-se o leo e os gros da rocha esto rodeados de

gua, embora tambm seja possvel que os gros da rocha estejam rodeados pelo leo.

Figura 2-1: Porosidade de uma rocha reservatrio

(Domingos, 2003)

Os vazios intergranulares apresentam, geralmente, formas irregulares e esto

interligados por canalculos estreitos, tortuosos e complexos que permitem a migrao dos

fluidos. A porosidade pode representar 20 a 25% do volume total da rocha, sendo que este

volume poroso no est inteiramente preenchido pelos hidrocarbonetos, havendo sempre uma

certa quantidade de gua, chamada de gua conata ou gua irredutvel.


29/183



Devido cimentao, alguns poros podem ficar totalmente isolados. A partir da, a

porosidade classifica-se como:

Porosidade absoluta: razo entre o volume de todos os poros, interconectados ou no,

e o volume total da rocha;

Porosidade efetiva: razo entre o volume dos poros interconectados e o volume total

da rocha.

Na engenharia de reservatrios, o parmetro que considerado o mais importante a

porosidade efetiva, j que representa o volume mximo de fluidos que pode ser extrado da

rocha, devido a que os poros isolados no esto acessveis para a produo de fluidos.

Existe tambm uma porosidade denominada primria que se desenvolveu da

converso do material sedimentar em rocha e a porosidade secundria resultante dos

processos fsicos e qumicos sofridos pela rocha aps sua formao.

Os mtodos utilizados comumente para medir a porosidade so: os mtodos chamados

diretos onde as medidas so feitas a partir de corpos de prova (plugs ou testemunhos) ou de

microscpios (lminas) e os mtodos chamados indiretos cuja resposta da medio se d

atravs de ondas sonoras (perfilagem).

2.1.3 Saturao

O porcentual do volume poroso ocupado por cada fluido (gs, gua e leo) recebe o

nome de saturao. A saturao de leo, gua e gs o porcentual do volume poroso (Vp)

ocupado por cada uma destas fases, ou seja:

Saturao de leo: So = Vo/Vp

Saturao de gs: Sg = Vg/Vp

Saturao de gua: Sw= Vw/Vp

So+ Sg+ Sw= 1 ( 2-2 )


30/183



2.1.4 Permeabilidade absoluta

Uma rocha pode ter uma quantidade aprecivel de poros e dentro desses poros pode

conter uma quantidade aprecivel de hidrocarbonetos, mas isto no garantia de que possam

ser extrados. Para isso a rocha deve permitir o fluxo de fluidos atravs dela. Os fluidos

percorrem os canais porosos, e se estes so cheios de estrangulamentos, muito estreitos e

tortuosos, o grau de dificuldade para os fluidos se locomoverem no seu interior ser maior. Os

poros maiores e mais conectados oferecem menor resistncia ao fluxo de fluidos.

A permeabilidade a medida da capacidade de uma rocha permitir o fluxo de fluidos.

O nome de permeabilidade absoluta se d quando um nico fluido est saturando a rocha. Na

Figura 2-2, mostrado o fluxo de um fluido atravs de um meio poroso linear.

Figura 2-2: Fluxo linear

( )21 PPALq

k

=

( 2-3 )

A Equao 2-3 descreve um fluxo linear de um fluido que tem viscosidade e o

meio poroso tem comprimento L e a seo reta A (rea transversal ao fluxo). Segundo a

Equao 2-3, a vazo q atravs do meio poroso diretamente proporcional rea aberta ao

fluxo, ao diferencial de presso (P1-P2) e inversamente proporcional ao comprimento e

viscosidade. A permeabilidade k uma constante de proporcionalidade caracterstica do

meio poroso. Por definio um Darcy (que a unidade de medida utilizada para definir a

permeabilidade) a permeabilidade de uma rocha na qual um gradiente de presso de 1

atm/cm promove a vazo de 1 cm3/s de um fluido de viscosidade de 1 cp, atravs de 1 cm2derea transversal ao fluxo (Thomas et al., 2001).

A

P1

P2

q

LA

P1

P2

q

L


31/183



2.1.5 Permeabilidade efetiva

Uma rocha-reservatrio contm sempre dois ou mais fluidos, e neste caso a facilidade

com que cada fluido se move no meio poroso chamada de permeabilidade efetiva ao fluido

considerado. Por exemplo, se em um meio poroso est fluindo gua e leo, tm-se

permeabilidade efetiva gua e permeabilidade efetiva ao leo. As permeabilidades efetivas

aos fluidos dependem das saturaes de cada um dos fluidos no meio poroso. A cada valor de

saturao de um fluido corresponde um valor de permeabilidade efetiva quele fluido.

2.1.6 Permeabilidade relativa

A permeabilidade relativa o valor da permeabilidade efetiva normalizada, ou seja, se

divide todos os valores de permeabilidade efetiva por um mesmo valor de permeabilidade

escolhido como base. O valor de permeabilidade mais utilizado como base a permeabilidade

absoluta, assim pode-se definir:

Permeabilidade relativa ao leo: kro=ko/k ( 2-4 )Permeabilidade relativa ao gs: krg=kg/k ( 2-5 )

Permeabilidade relativa gua: krw= kw/k ( 2-6 )

A Figura 2-3 apresenta um exemplo de curvas de permeabilidade relativa gua e ao

leo versus saturao de gua.


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Permeabilidade Relativa

0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1.0

0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0

Saturao da gua (Sw)

PermeabilidadeRelativa(Krwe

Krow)

Krw

Krow

Figura 2-3: Curvas de permeabilidades relativa versus a saturao de gua

2.1.7 Molhabilidade

A molhabilidade a tendncia de um lquido espalhar-se sobre uma superfcie de

contato, na presena de um outro fluido, e uma funo tanto dos fluidos como do slido.

medida pelo ngulo de contato entre o lquido e a superfcie. Pode ser explicada

quantitativamente por meio de um balano de foras entre dois fluidos (exemplo gua e leo)

e o slido. Na Figura 2-4 pode ser observado um sistema rocha gua -leo , quanto menor o

ngulo de contato (< 90), maior a facilidade do lquido em se espalhar na superfcie. Se o

ngulo de contato () entre a rocha e o lquido menor que 90 a rocha encontra-se molhada

pela gua, mas si o ngulo maior que 90, a rocha est molhada pelo leo.


33/183



Figura 2-4: Molhabilidade do sistema leo-gua-rocha

(Willhite, 1986)

Em uma rocha-reservatrio pode acontecer que a rocha se encontre molhada pela gua

ou pelo leo. Na Figura 2-5 pode ser observado como a gua envolve os gros permitindo a

passagem do leo entre os gros da rocha, nesse caso diz-se que a rocha molhada pela gua.

Figura 2-5: Rocha molhada por gua

leo

ow

owos

Rocha molhadapor gua

Rocha molhadapor leo

Superfcie da rocha


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2.1.8 Mobilidade

A mobilidade de um fluido se define como a razo entre sua permeabilidade efetiva e a

sua viscosidade. Por exemplo, a mobilidade do leo (fluido deslocado) dada por:

o= ko/o ( 2-7 )

As mobilidades, assim como as permeabilidades relativas, dependem das saturaes

dos fluidos. A chamada razo de mobilidades definida pela diviso entre a mobilidade da

gua w e a mobilidade do leo o (Equao 2-8). A mobilidade do leo e da gua so

medidas em pontos de saturaes de gua (Sw) diferentes.

Razo de mobilidades = w/o ( 2-8 )

2.1.9 Grau API do leo

Na engenharia de petrleo comum falar do leo segundo o grau API, sendo possvel

identificar rapidamente se o leo leve, pesado ou extrapesado. A densidade do leo em

unidades API est definido pela Equao 2-9.

5,1315,141

=

API ( 2-9 )

onde a densidade especfica do leo (densidade do leo / densidade da gua) nas

condies padro (20 C e 1 atm).

Se a densidade API de um leo menor que 20 (> 0,934), este pode ser classificado

como pesado. Os leos leves esto usualmente na faixa de 20 a 30 API ( entre 0,875 e

0,825). Os condensados do petrleo podem oscilar entre 60 e 70 API (Nind, 1989).


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2.1.10Viscosidade do leo

A influncia da temperatura nos fluidos significativa. Nos leos a viscosidade diminui

em forma exponencial com o aumento da temperatura. Na Figura 2-6 so mostradas trs

curvas de viscosidades para leos com diferentes viscosidades (300 cp, 1000 cp e 3000 cp) na

condio de 100 F (37,8 C) no reservatrio, contra a temperatura (K).

Viscosidade do leo

1

10

100

1,000

10,000

100,000

1,000,000

200.0 250.0 300.0 350.0 400.0 450.0 500.0 550.0 600.0 650.0 700.0

Temperatura, T (K)

Viscosidade,

(cp)

300 cp@ 37.8 C

1000 [email protected] C

3000 cp@37,8 C

300 cP

1000 cP

3000 cP

Figura 2-6: Viscosidade para diferentes leos

2.2 Regimes de fluxo

O fluxo radial, mostrado na Figura 2-7, o que melhor caracteriza o movimento dos

fluidos do reservatrio para o poo, na maioria das situaes. O fluido se desloca radialmente

em um meio poroso de forma cilndrica, onde se localiza um poo de raio rw. O meioporoso tem altura h e raio externo re. A diferena de presso entre a periferia e o centro

do poo Pe-Pw o agente responsvel pelo deslocamento do fluido.


36/183



Figura 2-7: Fluxo radial

As premissas bsicas so as seguintes:

O reservatrio

-Tem espessura constante;

- considerado homogneo em toda sua extenso, com relao a todas as propriedades

da rocha;

- isotrpico com relao permeabilidade;

-Est saturado com um nico fluido.

O poo completado em todo o intervalo produtor para assegurar o fluxo radial emtoda a espessura do reservatrio

A Figura 2-8 mostra esquematicamente a distribuio de presses ao longo do

reservatrio, com o poo produzindo em condies estabilizadas a uma vazo constante q,

sendo p a mdia das presses ao longo do reservatrio ponderada em relao ao volume.

Figura 2-8: Distribuio das presses no reservatrio sob regime de fluxo estabilizado

(Thomas et al., 2001)

h

Pw

q

rwPoo

Pa

re

Pe

h

Pw

q

rwPoo

Pa

re

Pe


37/183



Quando se coloca um poo em produo, o distrbio causado pelo diferencial de

presso (pe-pw) no atinge instantaneamente o raio externo do sistema (re) e em conseqncia,

se demora a atingir as condies de fluxo estabilizado. Durante o perodo de transio,

conhecido como regime de fluxo transiente, as vazes de produo so maiores, declinando

at atingir o fluxo estabilizado. O perodo de fluxo transiente geralmente de curta durao,

pode ser de algumas horas ou dias, mas se o reservatrio tem baixa permeabilidade pode

alongar-se por mais tempo. A durao do transiente est relacionada diretamente com o

tamanho do reservatrio, a compressibilidade, a viscosidade do fluido do reservatrio e

inversamente com a permeabilidade absoluta, entre outros fatores.

Aps o reservatrio produzir por um perodo de tempo suficiente para atingir-se o

limite externo do sistema e que este limite externo no permita a passagem de fluidos para

dentro da clula radial, tem-se a condio de fluxo pseudopermanente. A soluo do modelo

dada pela Equao 2-10:

=2

1ln

2 w

ewe

r

r

hk

qpp

( 2-10 )

A Equao 2-10 tambm pode ser escrita em termos da presso esttica atual doreservatrio que, neste caso expressa pela presso mdia:

=4

3ln

2 w

ew

r

r

hk

qpp

( 2-11 )

No regime de fluxo permanente admite-se que h realimentao da clula radial e a

presso no raio externo do sistema (pe) permanece constante. Nesse caso a soluo do modelo,

em conformidade com a lei de Darcy, dada pela Equao 2-12:

=2

1ln

2 w

ew

r

r

hk

qpp

( 2-12 )

A condio de fluxo permanente apropriada quando a presso do reservatrio

mantida, por exemplo, por um influxo natural de gua.


38/183



Expressando as equaes antes mencionadas para um poo sob regime permanente em

termos de ndice de produtividade (IP) tem-se:

w

ewe

r

r

hk

PP

qIP

ln

2

=

=

( 2-13 )

A vazo de produo q includa nas equaes anteriores est relacionada s

condies de presso e temperatura do reservatrio. Para express-la nas condies de

superfcie, deve-se introduzir o fator volume de formao do fluido B, que a relao entreo volume ocupado pelo fluido nas condies de reservatrio e o volume ocupado por ele

presso e a temperatura de superfcie. Ento a Equao 2-13 poder ser escrita como:

w

e

r

rB

hkIP

ln

54,52

=

ou

w

e

we

r

rB

ppq

ln

)(54,52

=

( 2-14 )

onde:

q: vazo de produo, m3/dia

k: permeabilidade, Darcy

h: altura, m

p: presso, kgf/cm2

A constante 52,54 um fator de converso, para que a vazo fique em m3/dia.

2.3 Classificao dos reservatrios

A classificao dos reservatrios baseada no comportamento da mistura de

hidrocarbonetos. A composio da mistura no suficiente para determinar o seu estado


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fsico, e muito menos em que tipo de fluido vai resultar ao ser levada para a superfcie. O

comportamento de uma determinada mistura vai depender tambm das condies de presso e

temperatura a que estiver submetida.

2.3.1 Tipos de reservatrios

Existem trs tipos de reservatrios: reservatrios de lquido (tambm conhecidos como

reservatrios de leo), reservatrios de gs e reservatrios que possuem as duas fases em

equilbrio.

2.3.1.1 Reservatrios de leo

Uma mistura lquida de hidrocarbonetos pode receber o nome de leo saturado ou

subsaturado, segundo a posio que ocupem no diagrama de fases. Na Figura 2-9 observa-se

um diagrama de fases de misturas lquidas. Se o ponto representativo da mistura se encontra

exatamente em cima da curva dos pontos de bolha, por exemplo, o ponto 1, diz-se que o

leo saturado em gs ou simplesmente saturado. Para um fluido nessas condies, qualquer

reduo na presso implicar na vaporizao de alguns componentes da mistura.

Figura 2-9: Diagrama de fases misturas lquidas



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O leo est subsaturado quando a mistura submetida a uma presso maior que a

presso de bolha. Pode ser observado na Figura 2-9 o ponto R. Ao comear a produo de

um poo tanto o fluido que extrado quanto o que permanece sofrem alteraes nas suas

condies iniciais. Por exemplo, o fluido produzido passa das condies de presso e

temperatura do reservatrio s condies de presso e temperatura da superfcie. J o fluido

que permanece no reservatrio, se mantm temperatura do poo, enquanto que a presso

diminui. O comportamento do fluido que continua no reservatrio est representado por uma

linha vertical a temperatura constante, enquanto a presso vai diminuindo devido produo

de fluidos at que o poo seja abandonado.

Na Figura 2-9 tambm pode ser observada uma representao da variao das

condies desde o reservatrio at a superfcie, curva RS, onde pode-se notar que h uma

diminuio dos hidrocarbonetos que esto em fase lquida e em conseqncia um aumento

dos que esto na fase gasosa. Como h uma reduo de volume do leo quando levado s

condies da superfcie, ento de acordo com o grau de reduo o leo pode ser classificado

em leo de baixa contrao (leo normal) e leo de alta contrao (leo voltil).

Os primeiros componentes a serem vaporizados so os hidrocarbonetos mais leves,

tais como: o metano, o etano, o propano, etc., seguido dos elementos intermedirios. As

fraes leves arrastam consigo para a fase gasosa uma certa quantidade de fraes pesadas,

porm em fraes bem reduzidas. A contrao se deve principalmente liberao das fraes

mais leves, ento se o leo apresenta uma maior contrao porque a mistura tem

porcentagens maiores de fraes leves de hidrocarbonetos. O contrrio tambm ocorre, se a

mistura contm menores concentraes de fraes leves o leo vai ter baixa contrao.

2.3.1.2 Reservatrio de gs

A jazida de petrleo que contm uma mistura de hidrocarbonetos que se encontra no

estado gasoso, nas condies do reservatrio, se conhece como reservatrio de gs. No

diagrama de fases (Figura 2-9), o ponto correspondente s condies de presso e temperatura

originais se localiza na regio de misturas gasosa, isto , direita das curvas dos pontos de

orvalho.


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Os reservatrios de gs podem ser classificados em: reservatrio de gs mido,

reservatrio de gs seco e reservatrio de gs retrgrado.

2.3.1.2.1

Reservatrio de gs mido e reservatrio de gs seco

A mistura de gases produzida ao ser levada para a superfcie, submetida a processos

nos quais os componentes mais pesados so separados dos mais leves. Quando a mistura de

gases produz uma certa quantidade de lquido o reservatrio recebe o nome de reservatrio de

gs mido, se no se produzir lquido ento o reservatrio se conhece como reservatrio de

gs seco. Dependendo dos processos utilizados para a separao do gs, a mesma mistura de

gs pode ser classificada como gs seco ou mido (Thomas et al., 2001).

2.3.1.2.2

Reservatrio de gs retrgrado

Quando se tem na jazida uma mistura gasosa, e se comea produzir, medida que o

fluido vai sendo produzido, a presso no reservatrio diminui, enquanto a temperatura

permanece constante. Em certo momento da vida produtiva da formao ocorre uma

condensao do gs, continuando com a produo a presso segue baixando e o gs que tinha-

se liquefeito se vaporiza novamente. O fato de uma reduo de presso causar uma

condensao do gs, quando o esperado que ocorra uma vaporizao dos lquidos, o

fenmeno pelo qual o reservatrio se conhece como reservatrio de gs retrgrado (Thomas et

al., 2001). Na Figura 2-10, o ponto Tr indica a condio na qual ocorre o processo.


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Figura 2-10: Diagrama de fases gs retrgrado

(Allen e Roberts, 1997)

O fenmeno retrgrado acontece no interior da rocha - reservatrio. O reservatrio de

gs retrgrado tambm se conhece como reservatrio de gs condensado. Esta condensao

dos lquidos no reservatrio altera as permeabilidades relativas dos fluidos e usualmente

resulta em perdas de produtividade do poo e tambm na recuperao do leo (Allen e

Roberts, 1993).

2.4 Fluidos produzidos

Os fluidos tpicos produzidos de um reservatrio de leo so:

o gua;o Gs natural;

o leo.

A Figura 2-11 apresenta, esquematicamente, os fluidos existentes no reservatrio e os

resultantes quando levados s condies da superfcie.

Saturado

SubsaturadoPontoCrtico

Se arador

Lquido

% Lquido

Tem eratura Tr

TanqueGs

ProcessoRetrgrado

Tatm


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Figura 2-11: Fluidos no reservatrio e na superfcie

Um reservatrio apresenta uma vazo de produo de leo, uma de gs e uma de gua.

Estas vazes so sempre expressas nas condies de superfcie, que tambm so chamadas de

condies standard ou condies padro, e correspondem a 1 atm de presso e 20 C de

temperatura. Por exemplo, para descrever uma vazo de leo produzido no sistema

internacional se escreve m3std /dia.

Dos fluidos produzidos de um reservatrio tambm se tem a produo de gua e a

quantidade vai depender das condies em que ela se apresenta no meio poroso. Apesar da

gua estar sempre presente no reservatrio, nem sempre a sua quantidade que expressa

mediante a saturao, suficiente para que se desloque. Existe uma saturao mnima

necessria para que se torne mvel e que vai depender da rocha e dos fluido contidos nela.

Outra fonte para a produo de gua so as acumulaes de gua chamadas de aqferos, quepodem estar adjacentes s formaes portadoras de hidrocarbonetos, ou tambm pode ser

devida gua, ou vapor injetado para a recuperao secundria ou terciria do leo.

Tm-se relaes entre os fluidos produzidos que so usadas como indicadores, tanto das

caractersticas como dos estgios da vida produtiva dos reservatrios. Os mais utilizados so:

a razo gs-leo RGO que a relao entre a vazo de gs e a vazo de leo, medida nas

condies de superfcie; a razo gua-leo RAO, que a relao entre a vazo de gua e avazo de leo, tambm medida nas condies da superfcie; e a razo de sedimentos - gua

gua

Condies dereservatrio

Hidrocarbonetoslquidos

Gs livre Gs

-leo-Gs de soluo

(do leo)

-Gs de soluo(da gua)

-gua

Condies desuperfcie

gua

Condies dereservatrio

Hidrocarbonetoslquidos

Gs livre Gs

-leo-Gs de soluo

(do leo)

-Gs de soluo(da gua)

-gua

Condies desuperfcie


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BSW (do ingls basic sediments and water) que o quociente entre a vazo de gua mais

os sedimentos que esto sendo produzidos e a vazo total de lquidos e sedimentos. Uma

razo gs-leo elevada pode indicar que o reservatrio est bastante depletado, ou que, por

exemplo, a frao de componentes mais volteis na mistura lquida do reservatrio elevada.

Uma razo gua-leo igual a zero significa que, na poca da medio, a saturao de gua na

zona de onde est saindo a mistura de hidrocarbonetos igual ou menor que o valor

irredutvel.

2.5 Histrico de produo

Desde o incio de produo de um reservatrio que est sendo desenvolvido

necessrio fazer um registro das presses, das vazes de produo de leo, gs e gua, de cada

poo e das relaes RGO, RAO e BSW, durante toda a vida til dele. Isto , o histrico de

produo e necessrio para o acompanhamento do reservatrio, para verificar a sua

metodologia de produo e para prever o comportamento futuro da jazida.

2.6 Fator volume de formao do gs

O fator volume de formao (Bg) do gs a razo entre o volume que o gs ocupa em

uma condio de presso e temperatura qualquer e o volume que ocupa nas condies padro

(1 atm e 20 C). A dimenso do fator Bg no sistema SI de unidades de m3/m3std.

Esta relao importante devido ao fato do volume do gs depender das condies de

presso e temperatura, o gs se expande quando a presso diminui e se comprime quando apresso aumenta. Em um reservatrio (com exceo do reservatrio de gs retrgrado) o gs

pode estar submetido a grandes presses que fazem com que o volume que ocupe seja

pequeno. Quando o gs levado s condies da superfcie este gs tende a expandir-se e

ocupar um volume maior. Na Figura 2-12 se apresenta uma curva do fator de formao do gs

contra a presso, a linha pontilhada indica a presso na qual o gs comea a condensar.


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Figura 2-12: Fator volume de formao do gs


2.7 Fator volume de formao de leo

O fator volume de formao do leo (Bo) a razo entre o volume que a fase lquida

ocupa em qualquer condio de presso e temperatura e o volume que ocuparia nas condiesde superfcie. O fator Boexpressa que volume da mistura em condies quaisquer de presso

e temperatura necessrio para ser obter uma unidade de volume de leo nas condies de

superfcie.

Na Figura 2-13 observa-se um exemplo que mostra que para se obter 2,00 m3de leo

nas condies padro, necessrio 2,66 m3de leo nas condies de 176 atm e 71 C. Neste

sistema, a presso encontra-se inicialmente a 246 atm (249 bar) e a temperatura em 71C. Sobestas condies o fluido encontra-se no estado lquido e quando ocorre uma reduo de

presso para 176 atm (178 bar) h uma expanso do lquido, mas no suficiente para ter-se

uma vaporizao dos componentes. Se a presso continua a diminuir at 84 atm (85 bar)

ocorre uma vaporizao das fraes mais leves do petrleo. Se o processo continua at as

condies padro, se obter um volume de leo de 2,00 m3e de gs de 32,11 m3.


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Figura 2-13: Processo de liberao do gs.

Na Figura 2-14 observa-se uma curva que representa o fator volume de formao do

leo em diferentes presses, cada leo apresenta uma curva tpica de Boversus presso, j que

depende dos componentes que formam o leo. Boie Bosso os valores de Bonas condies

inicial e de saturao, respectivamente.

Figura 2-14: Fator volume de formao do leo


Lquido

2,60 m3

Gs13,02 m3

Gs19,09 m3

leo2,00 m3

Condies padroP = 1 atmT = 20 C

Lquido2,66 m3 Lquido

2,40 m3

Gs1,70 m3

P = 246 atmT = 71C

P = 176 atmT = 71C

P = 84 atmT = 71C


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2.8 Razo de solubilidade

A razo de solubilidade de uma mistura lquida de hidrocarbonetos, a determinadas

condies de presso e temperatura, a relao entre o volume de gs que est dissolvidodentro do leo (expresso em condies de superfcie) e o volume de leo que ser obtido da

mistura. Na Figura 2-15 apresenta-se um diagrama de Razo de solubilidade versus presso.

Figura 2-15: Razo de solubilidade(Thomas et al., 2001)

2.9 Mecanismos de produo

Para conseguir produzir naturalmente os fluidos contidos dentro de uma rocha

reservatrio necessrio que estes disponham de uma quantidade suficiente de energia. Estaenergia tambm conhecida como energia primria ou natural, e o resultado de um conjunto

de situaes geolgicas que a jazida enfrentou desde o seu incio at sua completa formao.

A manifestao de energia mais sensvel do reservatrio a presso, que necessria

para que o fluido possa atravessar os caminhos tortuosos e estrangulamentos dos canais

porosos para se deslocar at o poo produtor e o fluido possa ser produzido, mas para que

exista a produo necessrio que outros fluidos venham a ocupar esses espaos vazios

deixados pelos fluidos produzidos. Ento para que ocorra a produo necessrio que exista

uma descompresso a qual causa uma expanso dos fluidos do reservatrio e uma contrao


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do volume poroso, e tambm que ocorra o deslocamento de um fluido por outro fluido (por

exemplo, a invaso de uma zona de leo por um aqfero).

O conjunto de fatores que pode desencadear uma descompresso e o deslocamento dos

fluidos so os mecanismos de produo. Os principais mecanismos de produo so:

Mecanismo de gs em soluo

Mecanismo de capa de gs

Mecanismo de influxo de gua

Mecanismo de segregao gravitacional

importante conhecer o mecanismo dominante em um reservatrio para encontrar a

melhor forma de por a produzir os fluidos contidos na jazida. Podem ocorrer casos nos quais

no exista um s mecanismo predominante, ento se diz que existe um mecanismo

combinado.

2.9.1 Mecanismo de gs em soluo

O mecanismo de gs em soluo consiste em produzir o leo com a sua prpria

energia, devido ao gs dissolvido dentro dele, isto em reservatrios que no esto associados a

grandes massas de gua ou de gs natural. Na Figura 2-16 pode ser apreciado um reservatrio

com o mecanismo de gs em soluo, onde existe uma acumulao de hidrocarbonetos

lquidos em uma estrutura isolada, e suas fronteiras no permitem fluxos em qualquer sentido,

impedindo a penetrao de fluidos que possam expulsar a mistura de hidrocarbonetos para

fora da jazida de leo.


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Figura 2-16: Reservatrio com mecanismo de gs em soluo.

Quando o leo comea a ser produzido a presso interna do reservatrio cai at atingir

a presso de saturao do leo, ento os hidrocarbonetos mais leves se vaporizam. neste

ponto que o mecanismo de gs em soluo atua, devido a que o gs se expande mais

rapidamente que o lquido, e esta expanso que vai deslocar os fluidos para fora do meio

poroso. Neste mecanismo, medida que a presso do reservatrio vai diminuindo, maishidrocarbonetos se vaporizam e o que era antes algumas bolhas dispersas no lquido pode

aumentar at formar uma fase contnua de hidrocarbonetos no estado gasoso, sendo produzido

em conjunto com o leo. Se isto acontece o reservatrio perde a energia principal de

produo.

Uma caracterstica marcante deste tipo de mecanismo que a presso diminui rpida e

continuamente, isto pode ser observado na Figura 2-17, devido a que o gs se produz emgrandes quantidades desde o comeo da produo do reservatrio, levando consigo a energia

do mesmo. Em reservatrios com este mecanismo, a RGO baixa no incio e aumenta

rapidamente at chegar a um mximo valor, decrescendo logo (Figura 2-17). Os fatores de

recuperao de leo em reservatrios com este mecanismo de produo so geralmente

menores que 20%.


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Figura 2-17: Mecanismo de gs em soluo


2.9.2 Mecanismo de capa de gs

Uma jazida de hidrocarbonetos pode apresentar duas fases em equilbrio: uma fase

lquida e outra de vapor (gs livre). A fase de vapor por ser menos densa que a fase lquida

ficar na parte mais alta das superfcies porosas do reservatrio formando a chamada capa de

gs. Na Figura 2-18, mostra-se esquematicamente um reservatrio com o mecanismo de capa

de gs. Em um reservatrio com este tipo de estrutura, a zona de leo produzida enquanto a

capa de gs preservada por ser a principal fonte de energia do reservatrio.

Este mecanismo funciona como segue: a zona de leo colocada para produzir,

diminuindo a presso do reservatrio, devido a retirada de fluidos e, em conseqncia, a capa

de gs se expande penetrando gradativamente dentro da zona antes ocupada pelo leo. Como

o gs tem uma grande compressibilidade este processo ocorre sem se ter uma queda

substancial da presso.


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Figura 2-18: Reservatrio com mecanismo de capa de gs


O tamanho da capa de gs tem uma influncia muito grande, quanto maior for o

volume de gs da capa quando comparado com o volume de leo (ambos medidos nas

condies de reservatrio) maior ser a atuao da capa, ou seja, poder ser mantida a presso

no reservatrio por mais tempo. Na Figura 2-19, pode ser observada a curva de presso emfuno do tempo. A presso cai continuamente, porm de forma mais lenta que a do

mecanismo de gs em soluo. Nessa mesma Figura 2-19, tambm pode ser visualizada a

curva de RGO no tempo para o mecanismo de capa de gs.


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Figura 2-19: Mecanismo de capa de gs.


Os fatores de recuperao de leo que podem ser encontrados em reservatrios com

mecanismo de capa de gs oscilam normalmente entre 20 e 30%. Como a recuperao do leo

depende

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