Prop das rochahhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhh

UNIVERSIDADE FEDERAL DE ALAGOAS
CENTRO DE TECNOLOGIA
Disciplina: Introdução à Engenharia de Reservatório
Profª. Débora Assis
Propriedade das rochas
CTEC
UFAL
1

OBJETIVO
• Apresentar as propriedades das rochas do
reservatório.
2
CTEC
UFAL

BIBLIOGRAFIA BÁSICA RECOMENDADA
THOMAS, J. E. Fundamentos de engenharia de petróleo.
Editora Interciência. Rio de Janeiro. 2001.
ROSA, Adalberto José; CARVALHO, Renato de Souza;
XAVIER, José Augusto Daniel. Engenharia de Reservatórios
de Petróleo. Editora Interciência, Rio de Janeiro, 2006.
LUIZ ROCHA & CECILIA AZEVEDO. Projetos De Poços De
Petróleo - 2a. edição , Ed. Interciência, 2009.
https://www.planetseed.com/sites/default/files/images/content
-imgs/flash/science/lab/porosity_exp/pt/porosity_loader.html
Notas de aula.
3
CTEC
UFAL

1. Rocha reservatório;
2. Propriedades das rochas;
a) Porosidade;
b) Compressibilidade;
c) Saturação;
d) Permeabilidade;
e) Capilaridade;
f) Molhabilidade;
g) Ascensão capilar;
h) Função J Leverett;
i) Permeabilidade efetiva e relativa;
j) Mobilidade.
CTEC
UFAL
Propriedade dos fluidos
4

O petróleo ocorre em reservatórios formados por
rochas sedimentares.
Rochas sedimentares resultam da decomposição de
detritos de outras rochas (magmáticas, metamórficas
ou sedimentares) ou do acúmulo de detritos
orgânicos ou, ainda de precipitação química. (Rocha
& Azevedo, 2009)
Rocha reservatório
5
CTEC
UFAL

6
CTEC
UFAL

Rochas sedimentares:
a) Arenitos – são as mais freqüentes rochas
reservatórios encontradas em todo o mundo.
• Espessas (centenas de metros);
• Grande continuidade lateral.
7
CTEC
UFAL

Baixa porosidade
< 30%
Alta porosidade
35 a 40%
8
CTEC
UFAL

fraturas
cimentação
9
CTEC
UFAL

b) Carbonatadas:
• Calcários;
• Dolomitas.
10
CTEC
UFAL

b) Carbonatadas:
Porosidade
secundária
Porosidade
primária
Diminuição da Ø
Lixiviação da calcita
ou dolomita = poros
a cavernas
11
CTEC
UFAL
Porosidade lateral e vertical, a porosidade pode ser muito maior
do que a dos arenitos

Micrografia de uma rocha reservatório contendo Óleo [Petrobras].
12
CTEC
UFAL

Propriedades:
Porosidade: Mede a capacidade de
armazenamento de fluidos.
• Principais fatores que afetam a porosidade:
– Distribuição do tamanho dos grãos;
– Forma dos grãos;
– Empacotamento;
– Cimentação.
13
CTEC
UFAL

14
Exercício
Propriedade das rochas CTEC
UFAL
Informe como estes fatores que afetam a porosidade:
– Distribuição do tamanho dos grãos;
– Empacotamento;
–Compactação;
– Cimentação;
–Dissolução.

– Distribuição do
tamanho dos grãos;
15
CTEC
UFAL

16
UFAL
Quanto maior o
arredondamento maior a
porosidade.

17
UFAL
–Compactação

– Empacotamento;
– Cimentação.
Φ =47,6 % Φ =39,5 % Φ=26,1 %
18
CTEC
UFAL

Valores da porosidade de solos e rochas
22
CTEC
UFAL

23
Porosidade de reservatórios de óleo
0-5% Insignificante
5-10% Ruim
10-15% Razoável
15-20% Bom
>20% Excelente
Hyne (2001 apud Feijó 2005)
UFAL

• Tipos de porosidade
– Total: poros conectados + poros não-conectados
– Efetiva: poros conectados
T
p
V
V

 volume de vazios da amostra
volume total da rocha
1-Φ
Φ
Porosidade:
24
• Determinação da porosidade
– Direta: Laboratório
– Indireta: Perfis de poço
CTEC
UFAL

Determinação laboratorial: Obriga determinar 2 das 3 variáveis:
Vp, Vt ou Vs
• Volume de sólidos (Vs):
– Porosímetro a gás: Lei de Boyle (PV=cte)
P V=T Constante
PV= nRT
P1V1=n1RT
P2V2=n2RT
25
CTEC
UFAL

26
UFAL
Relação entre a porosidade da formação e a pressão da rocha
sobrejacente.
UFAL

Exercício
27
1) Calcular a porosidade de uma rocha hipotética
composta por grãos esféricos de mesmo diâmetro
e arranjados em forma cúbica. O cubo possui
aresta de 4R e a esfera raio R, logo o cubo possui
8 esferas.
Dados necessários: volume da esfera: 4/3πR3
4R
CTEC
UFAL

28
Resposta:
Vp=30,5R³
Vt=64R
Ø=0,476(47,6%)
CTEC
UFAL

Exercício
2) Uma amostra de 1cm³ de uma amostra de rocha-reservatório é
colocada em uma câmara de 10cm³ de um porosímetro de Boyle
(obtenção do Vv), a uma pressão de 750mmHg. A válvula é girada
de modo que o ar pode se expandir para outra câmara cujo volume
também é de 10cm³. A pressão absoluta final do sistema é de
361.4mmHg. Calcular a porosidade efetiva da amostra de rocha.
Dados necessários : PiVi=PfVf
29
CTEC
UFAL

Compressibilidade:
• Para o meio poroso define-se:
– Compressibilidade total da rocha
– Compressibilidade da matriz da rocha
– Compressibilidade dos poros da rocha (cf )
A porosidade das rochas
sedimentares é função do grau de
compactação das mesmas, e as
forças de compactação são
funções da máxima profundidade
em que a rocha já se encontrou.
30
Fonte: Rosa, 2006.
CTEC
UFAL

Compressibilidade:
31
p
V
Vp
c
p




1
p
c f






1
(Hall, 1953)
Fonte: Rosa, 2006.
CTEC
UFAL

Exercício
3) Um reservatório de petróleo possui as características
abaixo. Calcule as variações de volume para o óleo, água e
poro.
32
Dados Valores
Forma Paralelepípedica
Camada Horizontais
Área em planta 3 km²
Espessura 20,0m
Porosidade 16%
Saturação de água (irredutível) 25%
Pressão original 170,0 kgf/cm²
Pressão atual 120,0kgf/cm²
Pressão de bolha 110,0 kgf/cm²
Densidade do óleo a pressão de
bolha
0,75
Temperatura do reservatório 200°F
Coef. de compressib. médio da água 3,0x10-6 psi-1
CTEC
UFAL

Exercício
33
Dados necessários: 1kgf/cm² = 14,2psi
Fonte: Rosa, 2006.
CTEC
UFAL

Saturação:
34
 A saturação é o percentual que cada fluido ocupa no
volume poroso.
 Os poros das rochas reservatórios também contém
água além de hidrocarbonetos. Assim, o conhecido
volume poroso não é suficiente para estabelecer as
quantidades de óleo e/ou gás contida nas formações.
CONDIÇÃO
SATURADA
(TRIFÁSICO)
CTEC
UFAL

35
 Para se estimar estas quantidades, é necessário
estabelecer que percentual de volume poroso é
ocupado por cada fluido.
CONDIÇÃO
SUBSATURADA
(BIFÁSICO)
UFAL

(Água inicial ou água conata)
volume do fluido i
volume poroso da rocha
Saturação:
36
sw 1-sw
matriz
p
i
i
V
V
s 
 
wi
oi
o
p
o s
B
B
N
N
s 









 1
1
1


i
i
s
 
oi
oi
o
p
o s
B
B
N
N
s









 1
Vol. de óleo produzido
Vol. de óleo original
Sat. de óleo inicial
Fator volume-formação
CTEC
UFAL

Saturação:
37
Determinação da saturação
Direta: Laboratório
Amostras da formação.
Indireta: Perfis de poço
Fatores que afetam a saturação
Métodos de medição direta: (Amostra) Falhas
•Manuseio do testemunho;
•Fluido de perfuração;
•Variação da pressão.
CTEC
UFAL

Exercício
4) Calcular a produção acumulada, medida em m³std de um
reservatório com as seguintes características:
38
Dados Valores
Área 4,8km²
Espessura média 10m
Porosidade média 18%
Permeabilidade média 200md
Saturação de água conata média 25%
Pressão original 170 kgf/cm²
Pressão atual 120 kgf/cm²
Pressão de bolha 170 kgf/cm²
Fator volume-formação à pressão original 1,3
Fator volume-formação à pressão atual 1,2
Saturação de óleo média atual 42%
CTEC
UFAL

Permeabilidade:
É a medida de sua capacidade de se deixar atravessar por
fluidos.
Óleo
Água
Rocha
Gás
Fluxo
CTEC
UFAL
39

40
 Mesmo que uma rocha contenha uma quantidade
apreciável de poros e dentro desses poros existam
hidrocarbonetos em quantidade razoável, não há
garantia de que eles possam ser extraídos. Para que
isso ocorra, é necessário que a rocha permita o fluxo
de fluidos através dela.
 Os fluidos percorrem os canais porosos. Quanto mais
cheios de estrangulamentos, mais estreitos e tortuosos
forem esses canais porosos, maior será seu grau de
dificuldade para os fluidos se moverem no seu interior.
 Por outro lado, poros maiores e mais conectados
oferecem menor resistência ao fluxo de fluidos.
UFAL

41
1856 - Lei de Darcy
UFAL
L
h
h
KA
q 2
1 

q= vazão
(h1-h2) = altura ou carga de água-
potencial hidráulico
A= área da seção aberta ao fluxo
L= comprimento
K= (cte de proporcionalidade)
característica do meio poroso e do
fluido)
ΔH
AREIA
L
Q
Q
A
h1
h2

42
UFAL
Fluxo horizontal:
L
p
KA
q


Outros pesquisadores:

k
K 
Permeabilidade absoluta
Viscosidade

43
Fluxo horizontal:
L
p
kA
q



UFAL
q= vazão do fluido (cm³/s)
p= diferencial de pressão (atm)
A= área da seção transversal (cm²)
L= comprimento do meio poroso (cm)
k= permeabilidade do meio poroso (darcy)
μ= viscosidade do fluido (cp)

Unidade
1 Darcy: permeabilidade que permite que um fluido com
viscosidade de 1 centipoise (cp) flua a uma velocidade de 1
m/s sob um gradiente de pressão de 1 atm/cm.
• md=milidarcy
UFAL
44
K=1 D
Q=1 cm3/s
μ=1 cP
L=1 cm
ΔP=1 atm
A=1 cm2

45
UFAL

46
• Premissas:
– Fluxo isotérmico, laminar e permanente;
– Fluido incompressível, homogêneo e de
viscosidade invariável com a pressão;
– Meio poroso homogêneo, que não reage com
o fluido.
UFAL

47
Permeabilidade de reservatórios de óleo
1-10 md Ruim
10-100 md Bom
100-1000 md Excelente
Hyne (2001 apud Feijó 2005))
CTEC
UFAL

48
Fluxo linear permanente:
dx
dp
k
A
q
vx




UFAL
dx
L
A
p1
p2
Fluxo
Separando as variáveis
e Integrando
p
L
k
q 


Fluido incompressível
Porosidade uniforme

Exercício
5) Uma amostra de testemunho com 2cm de comprimento e
1cm de diâmetro apresentou uma vazão de água (μ=1cp) de
60 cm³/min com pressão a montante de 2,3atm e pressão a
jusante de 1,0 atm. Calcule a permeabilidade da amostra.
49
CTEC
UFAL

50
Fluxo linear permanente:
UFAL
q
p
q
p
q
p
pq 

 2
2
1
1
Fluido compressível
(gás ideal)
Lei de Boyle Mariotte:
p
q
p
q 
2
2
1 p
p
p


Substituindo na eq. de Darcy:
p
x pd
k
d
A
q
p

 Integrando
)
( 2
1 p
p
L
kA
q 



51
UFAL
pe
pw
q
h
re
rw
Fluxo radial permanente:
dr
dp
k
A
q
vx




Sendo: rh
A 
2

Reservatório Poço
dr
dp
k
rh
q




2
Substituindo
Porosidade uniforme

52
UFAL
Fluido incompressível
dr
dp
k
rh
q




2
Integrando








w
e
r
r
w
e p
p
hk
q
ln
)
(
2


Condições do meio poroso








w
e
r
r
w
e
B
p
p
hk
q
ln
)
(
2


Condições-standard ou padrão
Fator volume-formação

53
UFAL
Fluido compressível








w
e
r
r
w
e p
p
hk
q
ln
)
(
2


2
2
1 p
p
p


Adotando o mesmo procedimento de fluxo linear

Exercício
6) Um sistema radial tem raio externo de 300m e um raio de
poço igual a 0,30m. Admitindo que o fluido seja
incompressível, para que valor deve o raio do poço ser
aumentado paras se dobrar a vazão?
54
CTEC
UFAL

UFAL



i
i
i
i
i
A
A
K
K
Camadas paralelas com fluxo linear:
L
h1
h2
h3
K1
K2
K3
(média ponderada)
Diferentes permeabilidade:
q1
q3
q2
qt
A1
A3
A2
)
(
1
1
1 p
L
A
k
q 


q1≠q2≠q3
)
(
2 2
2 p
L
A
k
q 


)
(
3
3
3 p
L
A
k
q 


)
( p
L
A
k
q t
t 


camadas
de
,
1



n
n
n
i
w
3
2
1 q
q
q
qt 



UFAL





n
i
i
n
i
i
i
h
h
K
K
1
1
Camadas paralelas com fluxo radial:
(média ponderada)



n
i
i
t q
q
1








w
e
r
r
w
e
i
i p
p
k
h
q
ln
)
(
2


camadas
de
,
1



n
n
n
i








w
e
r
r
w
e
t
t
p
p
k
h
q
ln
)
(
2

 camadas
de
,
1



n
n
n
i

57
UFAL
L1
K1 K2 K3 h
L2 L3
(média harmônica)





n
i
i
i
n
i
i
k
L
L
K
1
1
Camadas em série com fluxo linear:
q
q
p1 p2 p3
p1=p2=p3
w
A
k
L
q
p
1
1
1



A
k
L
q
p
2
2
2



A
k
L
q
p
3
3
3



A
k
L
q
p t
t


 3
2
1 p
p
p
pt 







58
UFAL
(média harmônica)
















n
i
i
i
i
w
e
r
r
k
r
r
k
1
1
ln
1
ln
Camadas em série com fluxo radial:
     
1
1
2
2
1
1
/
ln
1
...
/
ln
1
/
ln
1
)
/
ln(





n
e
n
w
w
e
r
r
k
r
r
k
r
r
k
r
r
k








w
e
r
r
w
e p
p
k
h
q
ln
)
(
2


pe
pw
q
h
re
rw
R
k1 k2

Exercício
7) Uma amostra de rocha-reservatório, com 4cm de comprimento e
composta por três camadas paralelas e horizontais, cujas
características estão apresentadas na tabela abaixo, foi submetida
ao fluxo de água. Admitindo que não haja fluxo cruzado entre as
camadas e que o fluxo ocorra em paralelo nas várias camadas, sob
uma queda de pressão de 0,82 atm, calcular a vazão total através
da amostra.
Dado necessários: μágua=1cp
59
CTEC
UFAL
Camadas K(mD) Largura (cm) Altura (cm)
1 120 1 3
2 270 1 2
3 310 1 5

60
UFAL
Fatores que afetam a permeabilidade absoluta:
dr
dp
k
A
q
vx




É uma propriedade do meio poroso;
Independe do fluido que o satura.
a) Efeito Klinkenberg:
Efeito de escorregamento do gás nas paredes do meio poroso.
real
lab q
q 
real
lab k
k 
Permeabilidade lab > real

61
UFAL
Pressão Líquido Permeabilidade
Klinkenberg (1941): )
/
1
( p
b
k
k 
 
a
experiênci
da
média
pressão
g)
Klinkenber
(fator
constante
absoluta
dade
permeabili
a
experiênci
na
medida
dade
permeabili





p
b
k
k

62
UFAL
Klinkenberg tipo do gás e permeabilidade do meio poroso
Fonte: Rosa, 2006.

63
UFAL
Único tipo de gás
Fonte: Rosa, 2006.

64
UFAL
dr
dp
k
A
q
vx




b) Efeito da reação rocha-fluido: Este fenômeno ocorre quando o
meio poroso contem argila hidratável e a permeabilidade é medida
com água de salinidade menor que a da formação.

65
UFAL
Fatores que afetam a permeabilidade absoluta:
dr
dp
k
A
q
vx




c) Efeito da sobrecarga:

66
Exercício
CTEC
UFAL
8) Os dados mostrados na tabela abaixo referem-se a uma
experimento para medição de permeabilidade de uma amostra de
rocha reservatório, realizado com um permeabilímetro a gás.
Experimento Pressão a montante
pm (atm abs)
Pressão a jusante
pj (atm abs)
Vazão
(cm³ std/s)
1 3,0 1 25,132
2 2,5 1 16,965

67
UFAL
Outros dados:
Diâmetro da amostra: 2cm
Comprimento da amostra: 5cm
Porosidade: 17%
Saturação de água conata: 30%
Viscosidade do gás: 0,025cp
Temperatura dos experimentos: 15,6° C
Calcular a permeabilidade absoluta da amostra.
Dica: i
i
i
i q
p
q
p 0
0


68
UFAL
Capilaridade:
• Interface entre dois ou mais fluidos imiscíveis:
molécula na superfície
(atração diferenciada)
molécula no interior
(atração equilibrada)
líquido
gás
molécula na superfície
(atração diferenciada)
molécula no interior
(atração equilibrada)
líquido
gás película formada
na interface gás-líquido
Zona de transição Fenômenos capilares
Meio poroso

69
UFAL
Energia total livre da superfície (E) – energia necessária para
formar uma superfície;
Energia livre de superfície unitária (Es) – energia de superfície
por unidade de superfície;
Tensão superficial ou interfacial (σ) – força que impede o
rompimento da superfície;
Força capilar (Fc) – força que tende a puxar a superfície para o
centro;
Pressão capilar (pc) – força capilar dividida pela área.

70
UFAL
Tensão superficial ou interfacial (σ)
l
Fc
película
l
Fc


.
pelíc
c
c
A
F
P 
– Tensão interfacial (s): surge
quando existem dois fluidos de
diferentes pressões.
– Pressão capilar (Pc):
R
P
c

2

Superfície
esférica
0
p p p
c o w
  

71
Forces due
to capillarity
Resultant force due to capillarity: the
contact force between particles increases
stifness and strenght of the soil
Yellow: force due to
mechanical actions
associated with capillary
phenomena

72
In general, reductions in degree of
saturation (Sw) implies reductions in the
meniscus radii and in the suction
r
r
Saturated soil: No capillary pressure
UFAL
Capilaridade:
O deslocamento de fluídos
nos poros de um meio
poroso é auxiliado ou
dificultado pela pressão
capilar.

73
UFAL
Molhabilidade: É a tendência de um fluído de aderir
à superfície de um sólido, em presença de
outros fluídos imiscíveis

sólido
líquido
gás
sl
sg
gl
– Ângulo de contato (θ):
)
cos(
. 



 wo
sw
so
A 


wo
sw
so






)
cos(

74
UFAL
Molhabilidade
θ → 180° θ → 0
Mais denso molha o
sólido
Molhabilidade
intermediária aos fluidos
Menos denso
molha o sólido
q<900
q~900
q>900

75
Sólido 1 molhável
ao fluido B
Sólido 2 com molhabilidade
intermediária aos fluidos
Sólido 3 molhável
ao fluido A
<900 ~900 >900

sólido 1
fluido A
B

sólido 2
fluido A
B

sólido 3
fluido A
B
Molhabilidade “completa”: θ → 0°
Não-molhabilidade “completa”: θ → 180°
UFAL

76
UFAL
Importância → a distribuição dos fluídos no reservatório é função
da molhabilidade.
•Geralmente distingue-se:
Fase molhante (aderida à rocha): usualmente é a
fase aquosa.
Fase não-molhante: usualmente a fase
orgânica(óleo e gás).
Devido às forças atrativas, a fase molhante
tende a ocupar os poros menores,
enquanto a fase não-molhante ocupa os
poros e canais mais abertos.

77
Exercício
9) Um sistema com dois fluidos apresenta uma gota de água,
imersa em óleo, depositada sobre uma superfície de
rocha,como ilustra a figura abaixo. São dadas:
Tensão interfacial entre a água e óleo
Tensão interfacial entre a rocha e o óleo
Tensão interfacial entre a rocha e a água
Determine:
1)O fluido que molha preferencialmente a rocha.
2)A tensão de adesão.
3)O ângulo de contato.
UFAL
cm
dina
wo /
30


cm
dina
so /
80


cm
dina
sw /
65



78
UFAL
Ascensão capilar:
Capilar de vidro imerso em água- fluido subiu devido à tensão de
adesão (água subiu, pois molha o vidro preferencialmente ao óleo).
água
óleo
h
água
óleo
h
Balanço de forças

 


 cos
wo
so
sw 



 cos
wo
A 
θ
so

sw

wo

Tensão de adesão
•Sistema em equilíbrio:
Força de adesão equilibra a coluna
de água.

79
UFAL
Força de adesão= tensão x perímetro (σa x 2πr)
Força de adesão = Peso da coluna de água= πr2ρgh
r
g
h wo





cos
2
água
óleo
água
óleo
 r2Pc=2 r wo cos
balanço de forças
Pc=
2wocos
r
Pc= gh

80
UFAL
No reservatório:
Água molhante
óleo molhante
Cuidado!!!

81
UFAL
Drenagem ou
secagem
Embebição ou
umidecimento

82
UFAL
Drenagem: fluído não- molhante desloca fluído molhante
Embebição: fluído molhante desloca o não-molhante
Histerese

83
Curvas de pressão capilar:
UFAL
Considerando:
Capilares retilíneos, paralelos e de diâmetros iguais.
água

84
Considerando:
Capilares retilíneos, uniformes, mas com diâmetros
diferentes entre si.
água
UFAL

85
UFAL
– Distribuição dos fluidos no reservatório:
 Contato água-óleo –
nível abaixo do qual a
saturação de água é
100%;
Nível de água livre –
nível onde a pressão
capilar é nula;
Pd – Pressão de
deslocamento (variação
brusca da pressão
capilar).
Pd
Modelo de Tubos Capilares – altura da ascensão da água no capilar
de maior diâmetro;
Meio poroso – pressão mínima necessária para se iniciar o processo
de drenagem.

86
UFAL
– Distribuição dos fluidos no reservatório:

87
– Conversão dos dados de laboratório para campo:
UFAL
Motivo: Diferenças entre as propriedades físicas dos fluidos do
reservatório e de laboratório.

88
UFAL
Função J
• Curvas de Pc são obtidas em
diversas amostras de diferentes
permeabilidade. A questão que se
coloca é: como obter uma curva
média para o reservatório?
• Leverett propôs o uso de uma
função ADIMENSIONAL,
chamada função J, definida por:



cos
wo
c
k
p
J 

89
UFAL

Permeabilidade efetiva e relativa:
CTEC
UFAL
Permeabilidade efetiva – medida da
transmissão de um fluido quando
uma ou mais fases adicionais estão
presentes. (Facilidade com que cada
fluido se move).
Dependem das saturações
dos fluidos (quantidades)
Processo de Normalização
Permeabilidade Relativa
k
k
k e
r 
Permeabilidade
efetiva
Permeabilidade
absoluta 90

91
–Permeabilidade efetiva (associada a cada fluído):
kg = permeabilidade efetiva de gás
ko= permeabilidade efetiva de óleo
kw= permeabilidade efetiva de água
UFAL
–A soma das permeabilidades efetivas é sempre menor ou
igual que a permeabilidade absoluta.
k
k
k
k w
o
g 



92
A razão entre a permeabilidade efetiva para cada fase a
uma determinada saturação e a permeabilidade absoluta é
denominada permeabilidade relativa:
UFAL
k
k
k o
ro 
k
k
k
g
rg 
k
k
k w
rw 
permeabilidade relativa para o gás
permeabilidade relativa para o óleo
permeabilidade relativa para a água
1
0 


 rw
ro
rg k
k
k

93
UFAL
Meio totalmente saturado
por água – injeta-se óleo.
 Saturação insular –
saturação de óleo que não
forma uma fase continua;
 Saturação de funicular –
saturação da água;
 Saturação crítica –
saturação a partir da qual o
óleo começa a fluir;
 Saturação de água
irredutível (Swi) – saturação
a partir da qual a água para
de fluir.

94
UFAL
Meio totalmente saturado
por óleo – injeta-se água.
 Saturação pendular –
saturação a partir da qual a
água começa a fluir;
 Máxima saturação
pendular é a saturação de
água irredutível (Swi);
 Saturação de óleo
residual (Sor) – saturação a
partir da qual o óleo para de
fluir.

95
UFAL
Fatores que afetam a permeabilidade:
 Processo de saturação
 Drenagem – fluido
molhante satura o meio e o
fluido não molhante é
introduzido;
Embebição - fluido não
molhante satura o meio e o
fluido molhante é
introduzido (injeção de
água em um reservatório
com óleo);
oc
or S
S 

96
UFAL
 Molhabilidade
óleo água
Água molhante
óleo molhante
 Água molhante – esta
tende a ocupar os
poros de menor
diâmetro e o óleo flui
pelo centro dos
capilares de maior
diâmetro.

97
UFAL
 Consolidação do meio poroso
 Sistema água óleo;
A medida que ocorre
a consolidação o fluido
molhante apresenta
uma maior dificuldade
de fluir no meio poroso.
óleo
gás

98
 A Mobilidade é a relação entre sua permeabilidade
efetiva e a sua viscosidade.
 Assim como as permeabilidades efetivas, as
mobilidades também dependem da saturação.
 Quanto maior for a razão de mobilidade menor será a
eficiência do deslocamento de óleo, devido a sua maior
mobilidade, o fluido injetado tenderá a “furar” o banco
de óleo criando caminhos preferenciais entre os poços
injetores e produtores.
UFAL
Mobilidade:

99
Mobilidades e razão de mobilidades:
Mobilidades Razão de mobilidade (M)
Óleo = fluido deslocado
Água = fluido deslocante
o
o
o
k

 
w
w
w
k

 
g
g
g
k

 
Óleo
Água
Gás
o
o
w
w
o
w
k
k
M






1

M
1

M
Favorável
Desfavorável
UFAL

101
CTEC
UFAL
FIM!!!
DÚVIDAS:
debora_assis@lccv.ufal.br

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