reservatórios

9.448 visualizações

Publicada em

1 comentário
6 gostaram
Estatísticas
Notas
Sem downloads
Visualizações
Visualizações totais
9.448
No SlideShare
0
A partir de incorporações
0
Número de incorporações
7
Ações
Compartilhamentos
0
Downloads
475
Comentários
1
Gostaram
6
Incorporações 0
Nenhuma incorporação

Nenhuma nota no slide

reservatórios

  1. 1. Reservatórios - 1Índice1) 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. 2. Reservatórios - 2Objetivos da Engenharia de Reservatóriosa)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 traduzcomportamento 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 dehidrocarbonetos;f)Propor métodos de recuperação convencional ou especial.
  3. 3. Reservatórios - 31) 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.
  4. 4. Reservatórios - 4Propriedades básicas :Da rocha são:1. Porosidade (já vista);2. Compressibilidade;3. Saturação4. Permeabilidade absoluta;5. Permeabilidade efetiva;6. Permeabilidade relativa.7. Mobilidade.
  5. 5. Reservatórios – 5 – propriedades básicas2 - Compressibilidade: ao ser retirado uma certa quantidadede fluídos do interior da rocha, a pressão cai e os poros têmseu 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. 6. Reservatórios – 6 – propriedades básicas3 - Saturação: como os poros darocha contém água, para estimar aquantidade dos fluídos temos queconhecer o percentual de cadafluido nos poros, isso se denominasaturação.Saturação de óleo: So =Vo/VpSaturação de gás: Sg =Vg/VpSaturação de água: SW =VW/VpLembrar: Vp = volume poroso inicial.A saturação de água que nãoconsegue ser produzida de umreservatório é a “água conata”.
  7. 7. Reservatórios - 7 - propriedades básicas4 - Permeabilidade absoluta: é a medida da capacidade da rochapermitir o fluxo de fluido. Quando existe apenas um fluído saturando arocha, 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 quek = 1 Darcy (usa-se também em mD).
  8. 8. Reservatórios – 8 – propriedades básicas4- Permeabilidade absoluta: como o fluído num reservatório sedesloca radialmente em direção ao poço, temos a equação de Darcypara o fluxo radial:q=(2∏kh(Pe –Pw))/(µ ln(re/rw))µ = viscosidade do fluído.Pe =pressão estática se for inicialou na periferia. Pw= pressão nopoço. Meio poroso com altura=h.k = constante de permeabilidadePePwrw
  9. 9. Reservatórios – 9 - propriedades básicas4 - Permeabilidade absoluta: unidades da fórmula da lei deDarcy: q = C x (2 x ∏ x k x h x(Pe – Pw))/(µ x ln(re/rw)). Para usarunidades de campo multiplicar a formula pela constante ”C” = 1,127 x10ˉ³.Variável Símbolo Unidade Darcy Unidade deCampoVazão q cm/s bbl/dPermeabilidade k Darcy mdÁrea A cm² ft²Pressão p atm psiViscosidade µ cp cpComprimento L cm ft
  10. 10. Reservatórios – 10 – propriedades básicas5 - Permeabilidade efetiva: a rocha reservatório contém sempredois ou mais fluídos e a permeabilidade absoluta não é suficiente paramedir 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 nomeio poroso. Cada valor de saturação corresponde a uma valor depermeabilidade efetiva àquele fluído.
  11. 11. Reservatórios – 11 – propriedades básicas6 - Permeabilidade relativa: é a permeabilidade efetivanormalizada, ou seja, dividida pela permeabilidade absoluta. O gráficoa baixo mostra como obter a permeabilidade relativa. Aspermeabilidades 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 fluiágua. O óleo apenas reduz o espaço para a água sedeslocar. A partir da saturação crítica de óleo o fluidoresultante passa a ser de água-óleo. A medida que seinjeta óleo o “kro” aumenta e o “krw” diminui. Oexperimento termina quando a água para de fluir e fica asaturação irredutível. Fazendo o processo inverso,saturação de 100% de óleo, a água irá fluir quandoatingir a saturação irredutível. O óleo para de fluirquando atingir a saturação de óleo residual.Sat.Crítica
  12. 12. Reservatórios – 11 – propriedades básicas7 - Mobilidade λA mobilidade do óleo (f. deslocado) e da água (f. deslocante) é dadapor são λo= ko/µo e λw= kw/ µw.Assim, a mobilidade depende também da saturação dos fluídos narocha. Se a água tiver maior mobilidade que o óleo, essa tendequando injetada a passar na frente do óleo (finger).
  13. 13. Reservatórios - 13Índice1) 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. 14. Reservatórios - 14Regimes de fluxo:O movimento dos fluidos em meios porosos é regido por equaçõesbaseadas na lei empírica de Henry Darcy, que tomam diferentesformas segundo o fluido (óleo, gás), os tipos de fluxo (linear, radial) eos 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. 15. Reservatórios - 15Regimes de fluxo são três:1) Fluxo em estado permanente (Steady-state flow);2) Fluxo em estado pseudopermanente (Pseudosteady-stateflow);3) Fluxo em estado transiente (Unsteady-state flow).
  16. 16. Reservatórios – 16 - Regimes de fluxo1) Fluxo em estado perma-nenteAdmite-se que que a célula“radial” tem realimentação e apressão no limite do reservatórioe (Pe) permanece constante. Issoocorre nos mecanismos deprodução de “influxo de água” e“injeção de água”. O modelo édado pela equação.Pe–Pw=(q.µ.(lnre/rw)-1/2)/(2∏kh).(“Pe” pode ser substituído pressão média=P̅).PwÓLeop̅
  17. 17. Reservatórios – 17 – Regimes de fluxo2) Fluxo em estadopseudopermanente:Admite-se que o reservatório jáproduziu por um período paraatingir o limite externo, ou seja,saiu do fluxo transiente, mas acélula “radial” não temrealimentação. A solução para omodelo é dado pela equação aseguir:P̅–Pw=(q.µ.(ln re/rw)-3/4)/(2∏kh)
  18. 18. Reservatórios – 18 – Regimes de fluxo3) Fluxo em estado transiente:Quando é colocado um poço em produção, demora-se para entrar nascondições de fluxo estabilizado, ou seja, enquanto o distúrbio (Pe –Pw) não atingir o limite do reservatório estamos num fluxodenominado de regime de fluxo transiente.As equações do fluxo transiente são detalhadas na disciplina dereservatórios, como as demais equações dos outros estados de fluxo.
  19. 19. Reservatórios -19Índice1) 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. 20. Reservatórios – 20 – Classificação dos reservatóriosPara compreender a classificação dos reservatórios são necessários osconceitos sobre: ponto de bolha, ponto de orvalho e pressão desaturação.Para um óleo com pressão P1 etemperatura T1 esta 100 % no estadolíquido. Mantida a pressão constante eaumentando-se a temperatura até oponto 3, temos o ponto de bolha.Qualquer aumento de temperatura oscompostos mais leves tendem ficam naeminência de passar para a fase gasosa.Aumentando a temperatura para oponto 2, 75% permanece no estadolíquido e 25% no estado gasoso ( temosduas fases).34
  21. 21. Reservatórios – 21 – Classificação dos reservatóriosContinuação3 4Nas partes internas das curvasteremos sempre 2 fases. Aumentandoa temperatura, até o ponto crítico,ainda teremos duas fases. Aoultrapassar o ponto crítico temos sógás. No ponto 4 só há a fase gasosa.Se resfriarmos a partir do ponto 4 atéo ponto crítico, chega-se ao PONTO DEORVALHO, quando as frações maispesadas ficam na eminência de seliquefazer. Continuando a reduzir atemperatura, teremos duas fases.Pressões maiores que acricondenbária e temperaturas acimada cricondenterma o hidrocarbonetoestará num único estado.
  22. 22. Reservatórios – 22 – Classificação dos reservatóriosClassificação dos reservatórios:São classificados em 3 tipos em função das diferentescomposições de misturas:1. Reservatório de óleo;2. Reservatório de gás;3. Reservatórios que possuem as duas fases em equilíbrio.
  23. 23. Reservatórios – 23 – Classificação dos reservatórios1 - Reservatório de óleo: de acordo com a posiçãoque ocupa no diagrama de fases pode ser de óleosaturado ou subsaturado. Saturado é quandocomeça o gás se separar do óleo (ponto 1). No ponto“R” diz-se subsaturado.Na figura 7.10 o fluído no reservatório seencontra no ponto “R” do diagrama de fases.Tendo uma única fase. No trajeto para asuperfície, ponto “S” temos a redução detemperatura e da pressão. Então, nasuperfície temos duas fases, cerca de 60 % deóleo e 40 % de gás. No reservatório, com aprodução contínua, a pressão decresce mas atemperatura permanece constante.
  24. 24. Reservatórios – 24 – Classificação dos reservatórios2 - Reservatório de gás:É quando se encontra no estado gasoso nas condições doreservatório. No diagrama de fases esta a direita do pontode orvalho.O gás pode ser: úmido, seco ou retrógado. Se o gás nasuperfície ao ser separado dos pesados gerar certaquantidade de líquidos é chamado de gás úmido. Se nãogerar líquido é gás seco.O gás é retrógado quando pela queda da pressão uma partedo gás se transforma em condensado no reservatório.Continuando a queda de pressão essa parte volta para oestado gasoso.
  25. 25. Reservatórios - 25Índice1) 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. 26. Reservatórios - 26Fluidos produzidos e relações:Um comportamento esperado para um reservatório de óleo é que eleproduza óleo, gás associado e água. As vazões dos fluídos são sempremedidas 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. 27. Reservatórios – 27 – Fluidos produzidos1 - Produção de óleo: é a parte medida na fase líquida nasuperfície. Se uma parcela de um hidrocarboneto gasoso nascondições de superfície é líquida, chama-se de LGN (Líquido de GásNatural).2 - Produção de gás: é a parte medida na fase gasosa na superfície.Composta pelo gás que se encontrava livre no reservatório, mais o gásque 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 asaturação crítica não haverá produção de água.
  28. 28. Reservatórios – 28 – Fluidos produzidosRGO, RAO e BSW;A razão gás-óleo (RGO) é a relação entre a vazão de gás e a vazão deóleo, medidas nas condições de superfície.A razão água-óleo (RAO) é a relação entre a vazão de água e a vazãode óleo, medidas nas condições de superfície.O BSW (basic sediments and water) é o quociente entre a vazão deágua mais os sedimentos que estão sendo produzidos e a vazão totalde líquidos e sedimentos.
  29. 29. Reservatórios – 29 – Fluidos produzidosFator volume de formaçãodo gás: o gás no reservatórioocupa um certo volumedependendo das condições deP&T existentes. Ao ser levado p/asuperfície acarreta grandeaumento de volume.O “fator volume de formação dogás”, (Bg), é a razão entre ovolume que o gás ocupa numadada condição de pressão etemperatura e o volume que omesmo gás ocupa nas condiçõespadrão (1 atm e 20ºC).
  30. 30. Reservatórios – 30 – Fluidos produzidosFator volume de formação de óleo: se houver no reservatórioredução de pressão, aumentará o volume do óleo no reservatório atéque 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 (1atm 20ºC).
  31. 31. Reservatórios - 31Índice1) 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. 32. Reservatórios – 32 – Mecanismo de produçãoMecanismos de produção: osfluídos do reservatório devemdispor de energia para seremproduzidos. A pressão é umamanifestação dessa energia.A produção ocorre devido adois efeitos principais:-Descompressão: que causa aexpansão dos fluídos doreservatório e a contração dovolume poroso;-Deslocamento de um fluído poroutro.Os mecanismos principais deprodução são: 1) Gás em solução;2) Capa de gás;3) Influxo de água;e ainda, resultantes desses:4) Combinado;5)Segregação gravitacional.
  33. 33. Reservatórios – 33 – Mecanismo de produção1) Gás em solução:A produção de fluidos provocaredução na pressão, que por suavez, que proporciona avaporização de mais componentesleves, acarretando a expansão dosfluidos. Como o gás é muito maisexpansível que o líquido, ébasicamente devido à suaexpansão que vai acontecer aprodução do líquido.Pressão de saturação
  34. 34. Reservatórios – 34 – Mecanismo de produção2) Capa de gás:A zona de líquido é colocada emprodução e a zona de gás épreservada. O mecanismo é oseguinte: a zona de óleo écolocada em produção, o queacarreta uma redução na suapressão devida à retirada defluido. Essa queda de pressão setransmite para a capa de gás, quese expande penetrando gradati-vamente na zona de óleo.
  35. 35. Reservatórios – 35 – Mecanismo de produção3) Influxo de água:O mecanismo é o seguinte: a zonade óleo é colocada em produção ereduz a pressão no reservatório,que se faz sentir no aquífero. Esteresponde a queda de pressãoatravés da expansão da água nelecontida e da redução de seuvolume poroso. A água passa ainvadir o espaço deixado pelo óleoproduzido. Isso é o influxo de águaque desloca o óleo para os poçosde produção.
  36. 36. Reservatórios – 36 – Mecanismo de produção4) Mecanismo combinado:Trata-se de combinação dos 3 mecanismos já citados (slide33, 34 e 35).
  37. 37. Reservatórios – 37 – Mecanismo de produção5) Segregação gravitacional:A gravidade faz os fluídos searranjarem dentro do reservatóriode acordo com as suasdensidades. A gravidade faz comque uma parte do gás migre parao topo do reservatório criandouma capa de gás secundária.Se o reservatório for sujeito a umaquífero, a diferença de densidadeentre o óleo e a água impede daágua ultrapassar o óleo, peloefeito da gravidade.
  38. 38. Reservatórios - 38Índice1) 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. 39. Reservatórios – 39 – Estimativa de reservaEstimativa de reserva: é conhecer a quantidade de fluído quepode ser retirado de um reservatório. Isso possibilitará decidir se oprojeto será viável.Definições:Volume original: quantidade de fluido existente no reservatório naépoca da descoberta;Volume recuperável: quantidade estimada de óleo ou gás que seespera produzir de um reservatório;Fator de recuperação: quociente entre o volume recuperável e ovolume original.
  40. 40. Reservatórios – 40 – Estimativa de reservaDefinições (continuação):Fator de recuperação: considereum reservatório com o volumeoriginal de 3.200.000 m³ capaz deproduzir o volume recuperável de736.000 m³. O fator recuperação éde 23%.Produção acumulada: para omesmo reservatório, supondo queele tenha produzido em 3 anos400.000 m³. A produçãoacumulada é 400.000m³.Fração recuperada: para o mesmoreservatório, após produzir400.000 m³ a fração recuperada éde 12,5%.Reserva: após 3 anos a reserva éde 336.000m³.
  41. 41. Reservatórios – 41 – Estimativa de reservaEstimativa de reservas:Método de cálculo: não existe uma maneira única deestimar 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. 42. Reservatórios – 42 – Estimativa de reservaMétodo de cálculo:1) Analogia: quando ainda não existe poço exploratório perfuradono reservatório, as estimativas são feitas com bases nos dadossísmicos e reservatórios localizados nas proximidades.2) Análise de risco: também é utilizado antes da perfuração doprimeiro poço exploratório e é diferente do método anterior, porutilizar tratamento estatístico apresenta uma faixa de valorespossíveis.
  43. 43. Reservatórios – 43 – Estimativa de reservaMétodo de cálculo:3) Método volumétrico: nessemétodo um poço foi perfurado e ovolume original pode sercalculado através da seguinteequação:N = (Vr x Φ x (1 - Sw))/ BoVr=volume total da rocha portadora deóleo obtida pela sísmica de reflexão.Φ = porosidade média da rocha pode serobtida por meio de interpretação deperfis ou em ensaios de laboratório.Sw = saturação de água (obtenção idemporosidade.)Bo = fator volume de formação do fluído.
  44. 44. Reservatórios – 44 – Estimativa de reserva4) Performance de reservatórios:São modelos de previsão de comportamento futuro que se baseiamem dados do comportamento passado.- Análise do declínio de produção: baseia-se na observação dohistórico da produção e a partir disso estima-se a tendência dedeclínio das vazões.- Equação de balanço de materiais: a equação é escrita emfunção das propriedades da rocha, do comportamento do fluidoem função da pressão, das propriedades fluido-rocha, do históricoda produção e é particularizada para cada caso, dependendo dosmecanismos de produção.
  45. 45. Reservatórios – 45 – Estimativa de reserva4) Performance de reservatórios (cont.):- Simulação matemática de reservatórios: são introduzidos nomodelo as informações geológicas, os dados de rocha, os dados defluído, as propriedades da rocha-fluido, de maneira que estereproduza com uma certa precisão o histórico de produção.Quando o modelo passa a descrever bem o passado está prontopara ser utilizado para prever o comportamento futuro. estimandovolume original e reserva entre outras informações.
  46. 46. Reservatórios - 46Índice1) 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. 47. Reservatórios – 47 – Métodos de recuperaçãoMétodos de recuperação:Tentam interferir nas caraterísticas do reservatório que favoreceramna retenção exagerada de óleo.Recuperação primária é a produção resultante da energia doreservatório (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. 48. Reservatórios – 48 – Métodos de recuperaçãoMétodo convencionalOs métodos são:Injeção de ÁGUA: pode ser subterrânea, da superfície, do mar ouproduzida junto com óleo. Para isso são necessárias, sistema decaptação de água, sistema de tratamento da água, sistema de injeçãode água e poços injetores.Injeção de GÁS NATURAL: é injetado com auxílio de compressores quefornecem as pressões e vazões necessárias e poços de injeção de gás.
  49. 49. Reservatórios – 49 – Métodos de recuperaçãoMétodo convencional:Para reservatórios planos,horizontais e de pouca espessura,os poços de injeção e produçãosão distribuídos de maneirahomogênea.Para reservatórios inclinados, sefor injeção de água deve seconverter em injetores poços daregião periférica do reservatório.Para injeção de gás os poços sãolocalizados no topo da formação.
  50. 50. Reservatórios – 50 – Métodos de recuperaçãoMétodos especiais são:-Métodos térmicos;-Métodos miscíveis;-Métodos químicos;-Outros métodos.Métodos térmicos adequados para óleos muito viscosos queaquecidos reduzem a viscosidade e se deslocam com maiorfacilidade: são de dois tipos. a) injeção de fluído aquecido, comovapor d’água. b) combustão in situ, que é a injeção de ar quente atésurgir um processo de oxidação do óleo que ao gerar mais calorchega ao ponto de ignição. Continuando injetar ar frio o processo semantém.
  51. 51. Reservatórios – 51 – Métodos de recuperaçãoMétodos miscíveis: quando o método convencional tem baixaeficiência de deslocamento do óleo, pode-se optar injetar fluídosque se tornam miscíveis com o óleo. Desse modo não existemtensões superficiais. Utiliza-se como fluido gás natural, dióxido decarbono e nitrogênio.Métodos Químicos: destacam-se a injeção de polímeros, injeção desolução de tensoativos, injeção de micro emulsão, injeção desolução alcalina, etc.- Adicionar polímeros a água de injeção de forma a transformá-lanum fluído de mesma mobilidade do óleo. Isso aumenta o varrido.- Adicionar tensoativo a água de injeção para reduzir as tensõesinterfaciais entre água e óleo ampliando o deslocamento.
  52. 52. Reservatórios – 52 – Métodos de recuperaçãoMétodos Químico (continuação):- A injeção de micro emulsão é a tentativa de obter umdeslocamento miscível com o óleo.- A injeção de fluídos alcalinos junto com água, como a soda causticaque ao reagir com certos ácidos orgânicos presentes no óleoproduzem tensoativos internos ao reservatório.Outros Métodos:Os microrganismos quando adequadamente escolhidos produzemsubstâncias no interior do reservatório que facilitadoras dodeslocamento do óleo. Ondas eletromagnéticas ocasionadas pelaaplicação de diferenças de potencial entre poços resulta noaquecimento do reservatório.

×