Resumo Engenharia de Reservatórios

Def.:  A Engenharia de reservatórios se preocupa basicamente com a retirada dos

Fluidos do interior das rochas, de modo que eles possam ser conduzidos ate a superfície.

1)  Propriedades Básicas: são as propriedades que determinam as quantidades de fluidos

existentes no meio poroso, sua distribuição, capacidade de se moverem e a

quantidade a ser extraída.

a.  Compressibilidade: os Poros da rocha-reservatório estão cheia de fluidos que

exercem pressão sobre as paredes do mesmo. O volume dos poros é uma

função da sua pressão interna. Ao ser retirado uma certa quantidade de fluido

da rocha, a pressão é reduzida e, conseqüentemente, o volume dos poros

também reduz.

b.  Saturação: Como as rochas reservatórios contem água, e não só óleo, para se

estimar a quantidade de óleo presente na formação é necessário estabelecer

que percentual do volume poroso é ocupado por cada fluido(óleo, água e gás).

c. 

Permeabilidade Absoluta: É quando existe apenas um único fluido saturando

a rocha. Quanto maior e mais conectados os poros da rocha, maior será sua

permeabilidade.

d. 

Permeabilidade Efetiva: é a facilidade com que outros fluidos se movem no

meio poroso. Assim, esse fator depende da saturação de cada fluido no meio

poroso. Cada valor de saturação de um fluido corresponde a um valor de

permeabilidade efetiva daquele fluido.

e.  Permeabilidade Relativa: consiste em dividir os valores das permeabilidades

efetivas por um mesmo valor de permeabilidade escolhido como base.

f. 

Molhabilidade:  é uma relação entre a permeabilidade efetiva e a sua

viscosidade. Tendência que um fluido tem de molhar a superfície de um sólido,

função da afinidade físico-química das moléculas do fluido pelas substâncias

que compõem o sólido.

2)  Classificação dos Reservatórios: a classificação é feita de acordo com o

comportamento na mistura nele contida. Quando se começa a produção, tanto o

fluido que é produzido quanto o que permanece na formação sofrem alterações

devido as mudanças das condições as quais estão submetidos. O fluido produzido,

passa das condições de reservatório de temperatura e pressão, para as condições de

superfície.

a.  Reservatório de Óleo: quando começa a produção desse reservatório, ocorre

a liberação de gases (partes mais leves), e o óleo (parte liquida) reduz seu

volume quando levado as condições de superfície. De acordo com o grau de

redução de volume, o óleo pode ser classificado como Óleo de baixa contração

(óleo normal) e óleo de alta contração (óleo volátil).

b. 

Reservatórios de Gás:  é a jazida de petróleo que contem uma mistura de

hidrocarbonetos que se encontram no estado gasoso nas condições de

reservatório. Esse reservatório pode ser de Gás Úmido (quando essa mistura

gasosa produz uma certa quantidade de liquido), Gás Seco (quando não

 

produz liquido) e Gás Retrogrado (quando esse gás se condensa a medida que

o reservatório vai sendo produzido).

3)  Fluidos Produzidos: Um reservatório típico sempre apresenta uma vazão de produção

de óleo, uma de água e uma de gás. As vazões sempre são expressas nas condições de

superfície como metro cúbico standard ou barril standard, essas condições de

superfície são conhecidas como padrão.

a. 

Produção de Óleo: corresponde a parte dos hidrocarbonetos que

permanecem no estado liquido quando a mistura é levada para a superfície.

b.  Produção de gás: o gás produzido é resultado da composição de três partes. O

gás que já estava no estado gasoso nas condições de reservatório (gás livre), o

que se encontrava dissolvido no óleo e o que estava em solução com a água.

c.  Produção de água: A água existente nos reservatórios é chamada água conata.

Sua produção depende muito do reservatório, da maturidade do mesmo e da

existência de aqüíferos próximos.

4) 

Fator volume de Formação:

a.  Do Gás:  é a razão entre o volume que o gás ocupa numa condição de

temperatura e pressão qualquer e o volume ocupado nas condições padrão

(1atm e 20°C).

b. 

Do óleo: é a razão entre o volume que a fase liquida ocupa numa condição de

temperatura e pressão qualquer e o volume ocupado nas condições de

superfície.

5)  Razões:

a.  Gas-óleo (RGO): é a relação entre a vazão de gás e de óleo, ambas as medidas

nas condições de superfície. Uma RGO elevada poderia ser o indicador que o

reservatório esta bastante depletado, ou que, a razão de componentes mais

voláteis na mistura liquida do reservatório é elevada.

b.  Água-Óleo (RAO):  é a relação entre a vazão de água e de óleo, ambas as

medidas nas condições de superfície.

c.  BSW:  é o quociente entre a vazão de água mais os sedimentos que estão

sendo produzidos e a vazão total de líquido e sedimentos.

6)  MECANISMOS DE PRODUÇÃO: de inicio, os fluidos contidos em uma rocha

reservatório devem dispor de uma certa quantidade de energia para que possam ser

produzidos. Essa energia recebe o nome de energia natural ou primaria. 

a. 

GÁS EM SOLUÇÃO: A produção é resultado da expansão do gás que

inicialmente estava dissolvido e que vai saindo da solução a medida que o

reservatório vai produzindo e a pressão vai reduzindo. Quanto mais a pressão

cai,mais o gás se expande e mais liquido é deslocado. O processo seria

perfeito se não fosse o fato de que a medida que a pressão cai, mais e mais

hidrocarbonetos vão se vaporizando, e começa a aumentar a fase gasosa até

se transformar num fase continua e começar a ser produzida junto com o óleo.

Levando consigo a energia natural do reservatório. Devido a esse fato,

 

reservatórios com essas características necessitam muito cedo de algum

mecanismo de elevação artificial.

b.  CAPA DE GÁS: A zona de óleo é colocada em produção, o que acarreta uma

redução na sua pressão devido a retirada de fluidos. Essa queda de pressão se

transmite para a capa de gás, que se expande penetrando gradativamente na

zona de óleo, “empurrando” o óleo para ser produzido.

c.  INFLUXO DE ÁGUA: para que ocorra esse tipo de mecanismo é necessário que

a formação portadora de hidrocarbonetos esteja em contato direto com uma

grande acumulação de água (aqüíferos). Quando o reservatório produz, sua

pressão é reduzida e o aqüífero responde através da expansão da água nele

contida e da redução de seu volume poroso. Nesse instante há a invasão da

zona de óleo pelo volume da água excedente. Esse influxo de água vai deslocar

o óleo para os poços de produção, alem de manter a pressão elevada na zona

de óleo. Esse processo é continuo.

d.  MECANISMO COMBINADO: como freqüentemente um reservatório de

petróleo possui mais de um fluido, é comum que mais de um mecanismo

desses atue na produção de um reservatório.