Noções de Geologia e Reservamento

NOÇÕES DE GEOLOGIA E RESERVATÓRIO Autor: Antônio Alberto Ribeiro Patrício

NOÇÕES DE GEOLOGIA E RESERVATÓRIO

Este é um material de uso restrito aos empregados da PETROBRAS que atuam no E&P. É terminantemente proibida a utilização do mesmo por prestadores de serviço ou fora do ambiente PETROBRAS. Este material foi classificado como INFORMAÇÃO RESERVADA e deve possuir o tratamento especial descrito na norma corporativa PB-PO-0V4-00005“TRATAMENTO PB-PO-0V4-00005“TRATAMENTO DE INFORMAÇÕES RESERVADAS". Órgão gestor: E&P-CORP/RH

NOÇÕES DE GEOLOGIA E RESERVATÓRIO Autor: Antônio Alberto Alberto Ribeiro Patrício

Ao final deste estudo, o treinando poderá: • Aplicar conceitos básicos de Geologia relativos à formação, migração e acumulação de petróleo; • Identicar os processos que regem a descoberta, a produção, o declínio e a revitalização de um reservatório de petróleo.

Programa Alta Competência

Este material é o resultado do trabalho conjunto de muitos técnicos da área de Exploração & Produção da Petrobras. Ele se estende para além dessas páginas, uma vez que traduz, de forma estruturada, a experiência de anos de dedicação e aprendizado no exercício das atividades prossionais na Companhia. É com tal experiência, reetida nas competências do seu corpo de empregados, que a Petrobras conta para enfrentar os crescentes desaos com os quais ela se depara no Brasil e no mundo. Nesse contexto, o E&P criou o Programa Alta Competência, visando prover os meios para adequar quantitativa e qualitativamente a força de trabalho às estratégias do negócio E&P. Realizado em diferentes fases, o Alta Competência tem como premissa a participação ativa dos técnicos na estruturação e detalhamento das competências necessárias para explorar e produzir energia. O objetivo deste material é contribuir para a disseminação das competências, de modo a facilitar a formação de novos empregados e a reciclagem de antigos. Trabalhar com o bem mais precioso que temos – as pessoas – é algo que exige sabedoria e dedicação. Este material é um suporte para esse rico processo, que se concretiza no envolvimento de todos os que têm contribuído para tornar a Petrobras a empresa mundial de sucesso que ela é. Programa Alta Competência

Agradecimentos

Gostaria de agradecer a todos que me ajudaram nesta colaboração com o Programa Alta Competência: A Deus, primeiramente. A minha família. Ao prossional da Petrobras Marcelo Santana Malta, da UN-BC, que me ajudou, tanto provendo materiais de referência na área de Geologia e reservatórios quanto na revisão desta apostila.

Como utilizar esta apostila

Esta seção tem o objetivo de apresentar como esta apostila está organizada e assim facilitar seu uso. No início deste material é apresentado o objetivo geral, o qual representa as metas de aprendizagem a serem atingidas.

ATERRAMENTO DE SEGURANÇA

Autor

Ao final desse estudo, o treinando poderá: • Identicar procedimentos adequados ao aterramento e à manutenção da segurança nas instalações elétricas; • Reconhecer os riscos de acidentes relacionados ao aterramento de segurança; • Relacionar os principais tipos de sistemas de aterramento de segurança e sua aplicabilidade nas instalações elétricas.

Objetivo Geral

O material está dividido em capítulos. No início de cada capítulo são apresentados os objetivos específicos de aprendizagem, que devem ser utilizados como orientadores ao longo do estudo.

1 o l u t í p a C

Riscos elétricos e o aterramento de segurança

Ao final desse capítulo, o treinando poderá:

Objetivo Específico

• Estabelecer a relação entre aterramento de segurança e riscos elétricos; • Reconhecer os tipos de riscos elétricos decorrentes do uso de equipamentos e sistemas elétricos; • Relacionar os principais tipos de sistemas de aterramento de segurança e sua aplicabilidade nas instalações elétricas.

No nal de cada capítulo encontram-se os exercícios, que visam avaliar o alcance dos objetivos de aprendizagem. Os gabaritos dos exercícios estão nas últimas páginas do capítulo em questão.

Capítulo 1. Riscos elétricos e o aterramento de segurança

Capítulo 1. Riscos elétricos e o aterramento de segurança

1.4. Exercícios

1.7. Gabarito

1) Que relação podemos estabelecer entre riscos elétricos e aterramento de segurança?

1) Que relação podemos estabelecer entre riscos elétricos e aterramento de segurança?

_______________________________________________________________

_______________________________________________________________ 2) Apresentamos, a seguir, trechos de Normas Técnicas que abordam os cuidados e critérios relacionados a riscos elétricos. Correlacione-os aos tipos de riscos, marcando A ou B, conforme, o caso:

O aterramento de segurança é uma das formas de minimizar os riscos decorrentes do uso de equipamentos e sistemas elétricos. 2) Apresentamos, a seguir, trechos de Normas Técnicas que abordam os cuidados e critérios relacionados a riscos elétricos. Correlacione-os aos tipos de riscos, marcando A ou B, conforme, o caso: A) Risco de incêndio e explosão (B)

B) Risco de contato

“Todas as partes das instalações elétricas devem ser projetadas e executadas de modo que seja possível prevenir, por meios seguros, os perigos de choque elétrico e todos os outros tipos de acidentes.”

Para a clara compreensão dos termos técnicos, as suas

Para a clara compreensão dos termos técnicos, as suas denições estão disponíveis no glossário. Ao longo dos textos do capítulo, esses termos podem ser facilmente identicados, pois estão em destaque. Nesse processo, o operador tem importante papel, pois, ao interagir diariamente com os equipamentos elétricos, pode detectar imediatamente alguns tipos de anormalidades, antecipando problemas e, principalmente, diminuindo os riscos de choque elétrico por contato indireto e de incêndio e explosão.

3.1. Problemas operacionais Os principais problemas operacionais vericados em qualquer tipo de aterramento são: • Falta de continuidade; e • Elevada resistência elétrica de contato. É importante lembrar que Norma Petrobras N-2222 dene o valor de 1Ohm, medido com multímetro DC (ohmímetro), como o máximo admissível para resistência de contato.

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3.4. Glossário Choque elétrico – conjunto de perturbações de natureza e efeitos diversos, que se manifesta no organismo humano ou animal, quando este é percorrido por uma corrente elétrica. Ohm – unidade de medida padronizada pelo SI para medir a resistência elétrica. Ohmímetro – instrumento que mede a resistência elétrica em Ohm.

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Caso sinta necessidade de saber de onde foram retirados os insumos para o desenvolvimento do conteúdo desta apostila, ou tenha interesse em se aprofundar em determinados temas, basta consultar a Bibliografia ao nal de cada capítulo.

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1.6. Bibliografia CARDOSO ALVES, Paulo Alberto e VIANA, Ronaldo Sá. Aterramento de sistemas elétricos - inspeção e medição da resistência de aterramento. UN-BC/ST/EMI – Elétrica, 2007. COELHO FILHO, Roberto Ferreira.Riscos em instalações e serviços com eletricidade. Curso técnico de segurança do trabalho, 2005. Norma Petrobras N-2222. Projeto de aterramento de segurança em unidades marítimas. Comissão de Normas Técnicas - CONTEC, 2005. Norma Brasileira ABNT NBR-5410.Instalações elétricas de baixa tensão. Associação Brasileira de Normas Técnicas, 2005. Norma Brasileira ABNT NBR-5419. Proteção de estruturas contra descargas atmosféricas. Associação Brasileira de Normas Técnicas, 2005.

Ao longo de todo o material, caixas de destaque estão presentes. Cada uma delas tem objetivos distintos. A caixa “Você Sabia” traz curiosidades a respeito do conteúdo abordado de um determinado item do capítulo.

É atribuído a Tales de Mileto (624 - 556 a.C.) a primeira observação de um fenômeno relacionado com a eletricidade estática. Ele teria esfregado um fragmento de âmbar com um tecido seco e obtido um comportamento inusitado – o âmbar era capaz de atrair pequenos pedaços de palha. O âmbar é o nome dado à resina produzida por pinheiros que protege a árvore de agressões externas. Após sofrer um processo semelhante à fossilização, ela se torna um material duro e resistente.

“Importante” é um lembrete das questões essenciais do conteúdo tratado no capítulo.

IMPORTANTE! É muito importante que você conheça os tipos de pig de limpeza e de pig instrumentado mais utilizados na sua Unidade. Informe-se junto a ela!

Já a caixa de destaque “Resumindo” é uma versão compacta dos principais pontos abordados no capítulo. RESUMINDO...

Recomendações gerais • Antes do carregamento do pig , inspecione o interior do lançador; • Após a retirada de um pig, inspecione internamente o recebedor de pigs; • Lançadores e recebedores deverão ter suas

Em “Atenção” estão destacadas as informações que não devem ser esquecidas.

ATENÇÃO É muito importante que você conheça os procedimentos específicos para passagem de pig em poços na sua Unidade. Informe-se e saiba quais são eles.

Todos os recursos didáticos presentes nesta apostila têm como objetivo facilitar o aprendizado de seu conteúdo. Aproveite este material para o seu desenvolvimento prossional!

Sumário Introdução

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Capítulo 1 - Noções de Geologia e prospecção de petróleo Objetivos 1. Noções de Geologia e prospecção de petróleo 1.1. Características gerais da Terra 1.2. Bacias sedimentares brasileiras 1.3. Tipos de rochas 1.3.1. Rochas ígneas 1.3.2. Rochas metamórcas 1.3.3. Rochas sedimentares

1.4. Formação do petróleo

19

21 22 24 24 26 26 26

31

1.4.1. Origem do petróleo 1.4.2. Migração do petróleo 1.4.3. Acumulação

33 34 38

1.5. Prospecção de petróleo

41

1.5.1. Métodos geológicos 1.5.2. Métodos geofísicos 1.5.3. Sísmica

1.6. Exercícios 1.7. Glossário 1.8. Bibliograa 1.9. Gabarito

41 42 43

46 50 52 53

Capítulo 2 - Noções de reservatórios de petróleo Objetivos 2. Noções de reservatórios de petróleo 2.1. Propriedades das rochas 2.1.1. Compressibilidade 2.1.2. Saturação 2.1.3. Argilosidade 2.1.4. Permeabilidade 2.1.5. Mobilidade

2.2. Tipos de reservatórios 2.3. Fluidos produzidos 2.3.1. Produção de óleo 2.3.2. Produção de gás 2.3.3. Produção de água

55 57 57 57 58 59 60 62

62 66 66 67 67

2.4. Pressões representativas de um reservatório

67

2.4.1. Pressão estática 2.4.2. Pressão de saturação

68 69

2.5. Indicadores de produção

70

2.5.1. Índice de produtividade (IP) 2.5.2. RGO, RAO, RGL e BSW

2.6. Mecanismos de produção de reservatório 2.6.1. Mecanismos de gás em solução 2.6.2. Mecanismos de capa de gás 2.6.3. Mecanismo de inuxo de água 2.6.4. Mecanismo combinado

70 72

74 75 78 79 81

2.7. Métodos de recuperação suplementar

82

2.7.1. Injeção de água e/ou gás 2.7.2. Métodos especiais de recuperação

83 85

2.8. Efeitos e ocorrências em reservatórios

86

2.8.1. Produção de areia 2.8.2. Fingering e cone d’água 2.8.3. Danos à formação

2.9. Exercícios 2.10. Glossário 2.11. Bibliograa 2.12. Gabarito

86 88 89

91 97 99 100

Introdução

C

omo em qualquer outra atividade, a Geologia e a Engenharia de Petróleo possuem, também, uma linguagem própria, com algumas palavras tendo um signicado particular. A palavra reservatório, por exemplo, que pode ser encontrada em qualquer dicionário, signica um recipiente no qual se acumula alguma coisa, como uma caixa d’água, um tanque de combustível de um carro, uma represa etc. Já na Geologia e na Engenharia de Petróleo, reservatório é o nome que se dá a uma rocha existente no subsolo, onde se acumulou petróleo em seu interior em épocas muito antigas. O petróleo então permaneceu no mesmo local até a época atual, quando então foi constatada a sua existência. O reservatório de petróleo tem a mesma função dos reservatórios de qualquer outra área, ou seja, armazenar. O que o diferencia dos demais é a sua forma física. Enquanto uma caixa d’água é um recipiente que tem um espaço interno amplo, onde se deposita a água, o reservatório de petróleo é um bloco aparentemente maciço de rocha. No interior das rochas que compõem o reservatório, existe uma signicativa quantidade de espaços vazios, denominados poros, em geral de dimensões milimétricas, nos quais o petróleo é armazenado. Como parte de um mito, de fato não existem grandes cavernas subterrâneas cheias de petróleo. Os reservatórios de petróleo são alvos de estudos da Engenharia de Reservatórios, que constitui uma subárea de extrema importância da Engenharia de Petróleo. Ela é composta por vários prossionais, entre eles, engenheiros, geólogos e geofísicos de petróleo, que utilizam informações sobre as propriedades e características das rochas e dos uidos contidos nas formações portadoras de hidrocarbonetos, bem como seu comportamento passado (caso parte dos uidos já tenha sido produzida), para inferir o comportamento futuro desses reservatórios.

RESERVADO

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Alta Competência

Dentre os objetivos principais desse material, destacam-se a identicação do potencial de produção das rochas portadoras de petróleo e a aplicação de métodos que possam maximizar os ganhos a serem obtidos no desenvolvimento de campos petrolíferos.

Poços

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Reservatório Reservatório de petróleo

Além disso, serão apresentados alguns assuntos relacionados aos estudos de reservatório, como: tipos de rochas, origem, migração e acumulação do petróleo, tipos de trapas geológicas, quais os tipos de reservatórios existentes, algumas propriedades da rocha reservatório, mecanismos de produção e métodos de recuperação suplementar.

RESERVADO

Noções de Geologia e prospecção de petróleo

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Ao final desse capítulo, o treinando poderá: • Identicar os tipos de rochas existentes na natureza; • Explicar o processo de formação, migração e acumulação; • Reconhecer os processos de prospecção do petróleo.

RESERVADO

Alta Competência

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RESERVADO

Capítulo 1. Noções de Geologia e prospecção de petróleo

1. Noções de Geologia e prospecção de petróleo

A

ssim como os seres vivos, que ao surgirem na face da Terra passaram por várias fases de evolução, construindo uma história de desenvolvimento e transformações, todos os demais elementos que constituem o planeta Terra possuem também sua história de mudanças. Conhecer o processo de desenvolvimento desses elementos possibilita-nos explorar, de forma racional, os variados recursos disponíveis. A Geologia é a ciência que estuda o planeta Terra, a sua origem e estrutura, seus materiais constituintes e a história neles registrada ao longo dos ciclos de processos que os modicam. É importante conhecermos os tipos de rochas que compõem nosso planeta, o processo de formação do petróleo bem como os métodos de prospecção existentes. Para isso, começaremos pelas características mais abrangentes do planeta Terra.

?

VOCÊ SABIA?

Entre as áreas de conhecimento que compõem a Geologia, estão: Sedimentologia – estudo das rochas sedimentares e sua formação e; •

Geofísica – estudo da Terra usando as medidas de suas propriedades físicas. •

RESERVADO

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Alta Competência

1.1. Características gerais da Terra A Terra tem cerca de 4,5 bilhões de anos, mas somente há 600 milhões de anos surgiram os primeiros animais e vegetais e há um milhão de anos, aproximadamente, surgiram os primeiros homens. Nosso planeta tem um raio de cerca de 6.000 km, sendo o Monte Everest o ponto mais alto do globo terrestre, com 8,8 km de altura, e o mais baixo em torno de 10 km. Essas medidas, denominadas altitude e profundidade do fundo do mar, são relativas ao nível do mar. No que se refere à temperatura da terra, esta aumenta progressivamente para o interior da Terra. Para calcular esse aumento de temperatura, utiliza-se o grau geotérmico, denido pelo número de metros em profundidade na crosta terrestre. Convenciona-se que, a cada 30 metros, há um acréscimo de 1º C, podendo variar bastante de região para região.

22 A estrutura da Terra, considerando suas diferenças de composição química e densidade, é dividida em crosta, manto e núcleo. A seguir tem-se a ilustração da estrutura da Terra e a descrição de cada uma de suas partes.

RESERVADO


23 Partes que compõem o planeta Terra

Crosta: é a camada supercial e sólida da Terra, acessível a nossa observação direta. Em regiões continentais como, por exemplo, no continente asiático e africano, a crosta tem espessura média de 35 km. Já as crostas oceânicas que se situam abaixo dos oceanos têm valor de 6,3 km. As espessuras são maiores onde existem cadeias montanhosas. As densidades variam entre 2,6 a 2,8 g/cm3 na crosta continental, bem menos densas que o manto e o núcleo. A camada de ar situada sobre a crosta denomina-se atmosfera. Manto: situado logo abaixo da crosta, é constituído de minerais siliciclásticos ricos em ferro e magnésio, sendo que a sua composição química é determinada a partir de experimentos de laboratório, análises de meteoritos e rochas terrestres. A densidade do manto varia entre 3,5 g/cm3 e 5,5 g/cm3. Núcleo: situado abaixo do manto, é composto da liga ferro-níquel. Sua composição foi determinada a partir da análise de meteoritos. As condições de temperatura e pressão no núcleo são extremamente altas e a densidade varia entre 9,9 g/cm 3 e 13 g/cm3.

RESERVADO

Alta Competência

1.2. Bacias sedimentares brasileiras Uma bacia sedimentar é uma depressão da crosta terrestre preenchida por rochas sedimentares. Dentre os tipos existentes, encontramos no Brasil: Bacias de margem continental: Bacias da Foz do Amazonas, Potiguar, Sergipe-Alagoas, Espírito Santo, Campos, Santos, etc. •

Bacias intracratônicas: Bacias do Amazonas, Parnaíba, Paraná etc. Caracterizam-se por grandes dimensões e rampas com mergulhos suaves, cuja formação compreende longos períodos de lenta acumulação de sedimentos. Dicilmente encontraremos petróleo fora dos limites destas bacias. •

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Foz do amazonas

Tacutu

Pará - Maranhão Barreirinhas Ceará

Amazonas Solimões Acre

Potiguar

Marajó Alto-Tapajós

Paraníba Paraíba Pernambuco

Jatobá Tucano Recôncavo

Parecis

Sergipe Alagoas Bahia-norte Camamu-almada Camuruxatiba Jequitinhonha Mucuri

Bananal São Francisco Pantanal Paraná

Espirito Santo

Taubaté m 0 m 0 2 0 0 0 2

Campos

Santos

Pelotas

Bacias sedimentares do Brasil

1.3. Tipos de rochas No estudo das ciências da Terra, é fundamental compreender o que é mineral, minério e rocha.

RESERVADO


a) Mineral: é toda substância natural e inorgânica que possui composição química determinada e apresenta propriedades morfológicas e físicas características. Como exemplos de minerais temse o quartzo e a mica. Entretanto, algumas substâncias de natureza orgânica são, em alguns casos, classicadas como minerais, tais como o âmbar, o carvão e o petróleo. b) Minério: é toda a massa monomineral ou polimineral de onde podemos extrair economicamente um elemento químico, um composto químico ou um determinado mineral. Por exemplo, o mineral hematita (Fe2O3) é considerado um minério de ferro. c) Rocha: um agregado natural de um ou mais minerais. Também poderemos denir uma rocha como sendo uma massa monomineral ou polimineral, com características próprias quanto a sua origem, a natureza e disposição dos minerais que a constituem. Portanto, o que caracteriza uma rocha é a sua morfologia, disposição e percentagens de seus minerais constituintes, bem como o mineral ou minerais dominantes. Por exemplo, o itabirito é uma rocha formada por quartzo e hematita. Sua importância econômica reside no alto teor de hematita. Já o arenito é uma rocha composta geralmente por quartzo, que pode apresentar também em sua composição feldspato e mica. De acordo com a sua origem ou gênese, as rochas podem ser classicadas em: ígneas, sedimentares ou metamórficas.

IMPORTANTE!

A parte sólida da Terra que é acessível as nossas observações é denominada crosta terrestre, constituída por massas grandes e pequenas, distintas entre si, mas que se reduzem a um número limitado de tipos que são conhecidos como rochas. Portanto, rocha pode ser denida como: todo material sólido, geralmente constituído por uma ou mais espécies minerais, que forma uma parte essencial da crosta terrestre e tem características químicas e mineralógicas especícas que o distinguem dos agregados mineralógicos adjacentes.

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Alta Competência

1.3.1. Rochas ígneas São rochas produzidas pela solidicação de um magma. Magma é uma massa fundida que se origina do interior da crosta terrestre, constituída por uma solução de silicatos e mantida líquido por uma temperatura extremamente elevada. O magma contém, geralmente, um alto teor de vapor de água e outros gases, além de alguns cristais já solidicados. Os derrames dos numerosos vulcões ativos fornecem amostras de vários tipos de magma. A composição dos magmas irá reetir, obviamente, na composição mineral das rochas deles provenientes. Fundamentalmente, as rochas ígneas se caracterizam por ausência de fósseis, composição, textura e estrutura. A presença de vidro indica sempre uma rocha ígnea.

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?

VOCÊ SABIA?

A palavra ígnea signica que a uidez do magma é devida à alta temperatura.

1.3.2. Rochas metamórficas São aquelas que se originam pela transformação de rochas préexistentes, em virtude das novas condições de pressão e/ou temperatura superiores às da superfície. Entre os principais tipos de rochas metamórcas podemos citar a ardósia, o gnaisse e o mármore. 1.3.3. Rochas sedimentares Na classicação geral das rochas, as sedimentares foram denidas como sendo aquelas que se originam na superfície da crosta – pela ação da água, vento ou gelo – e cujo material geralmente é extraído das rochas pré-existentes, por processos mecânicos ou químicos.

RESERVADO


Em geral, as rochas sedimentares formam-se de três modos diferentes: Acumulação mecânica de fragmentos ou partículas de mineral ou rocha; •

•

Precipitação química de certas substâncias dissolvidas na água;

•

Atividade orgânica.

A maioria dos sedimentos depositados mecanicamente sob a forma de lama, areia e cascalho, são produtos do intemperismo – alterações físicas e químicas a que estão sujeitas as rochas na superfície da Terra – da erosão da superfície e também de restos desintegrados e decompostos de rochas mais antigas, transportados e depositados pela água, pelo gelo ou vento – transporte e sedimentação. Esse tipo de sedimento é denominado detrítico ou terrígeno. A seguir, uma representação de como se dá o processo de formação da rocha sedimentar:

Intemperismo/erosão

Transporte e sedimentação

Processo de formação da rocha sedimentar

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Alta Competência

Os sedimentos depositados por processos químicos, por outro lado, consistem principalmente de carbonatos, sulfatos, sílica, fosfatos e halogenetos. A precipitação pode ser causada diretamente pela evaporação ou indiretamente pela ação dos organismos, como certas bactérias e alguns tipos de algas, que retiram o CO 2 da água (ortoquímicos). Um outro tipo de sedimento, geralmente associado aos sedimentos químicos, são os sedimentos biogênicos. Resultam da acumulação de restos de carapaças de organismos ou constituem edicações locais, como é o caso dos recifes de coral (aloquímicos). IMPORTANTE!

O estudo das rochas sedimentares é importante para a Geologia na reconstituição do paleoclima, paleorelevo, tectonismo nas áreas circunvizinhas às bacias e nas próprias bacias deposicionais.

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As bacias sedimentares brasileiras onde se situam os principais campos petrolíferos são as da margem continental. Existe uma estreita associação entre a formação dessas bacias e a separação dos continentes Africano e Sul-Americano, conseqüência da ruptura do Gondwana.

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VOCÊ SABIA?

Godwana era um supercontinente do sul que incluía a maior parte das zonas de terra rme, hoje os continentes do Hemisfério Sul, incluindo a Antártida, América do Sul, África, Madagascar, Seychelles, Índia, Austrália, Nova Guiné, Nova Zelândia, e Nova Caledônia. Como conseqüência do processo dinâmico da crosta terrestre, e regido pelas regras da Tectônica de Placas, há aproximadamente 135-110 milhões de anos, Gondwana começou a se fragmentar, gerando os continentes.

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Triássico: 200 milhões de anos atrás

Ao falarmos sobre rochas sedimentares, é necessário falar também sobre os seus principais tipos: terrígenas, carbonáticas e evaporitos. a) Rochas sedimentares terrígenas

29 São rochas formadas por sedimentos depositados mecanicamente, sob a forma de lama, areia e cascalho que são produtos do intemperismo e erosão da superfície. Consistem de restos desintegrados e decompostos de rochas mais antigas, transportados e depositados por ação da água, do gelo ou do vento. Nas rochas terrígenas grosseiras, para efeito descritivo, deve-se distinguir três partes fundamentais: Arcabouço - é a parte constituída pelas frações mais grosseiras e que constitui a estrutura ou “esqueleto” da rocha, dando-lhe sustentação. O espaço existente entre as partículas ou grãos do arcabouço é denominado de espaço intersticial. Matriz - é a fração na dos sedimentos detritos e que é transportada por suspensão. É o elemento responsável pela coesão ou consistência da rocha. Geralmente, a matriz é constituída por um ou mais minerais de argila.

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Alta Competência

Cimento - o cimento é a fração precipitada quimicamente nos poros das rochas clássicas e é o responsável pela rigidez da rocha. Geralmente, o cimento é constituído por sílica, sulfatos de cálcio, carbonato de cálcio e magnésio ou óxidos e hidróxidos de ferro. Pode ser escasso, abundante ou mesmo estar ausente. Quando existente, tende a obliterar os espaços vazios pré-existentes.

Grão arcabouço Cimento Ciasto argílico matriz Camada de lama matriz

30 Rocha sedimentar terrígena

Dentre as rochas sedimentares terrígenas, destacam-se os arenitos e os folhelhos. Os arenitos compõem cerca de 25% de todo o volume de rochas sedimentares. Têm importância fundamental para a geologia de petróleo porque comumente apresentam boa porosidade (espaços vazios capazes de armazenar uidos) e permeabilidade (boa conexão entre os poros, tornando fácil o escoamento do petróleo), propriedades essenciais para os reservatórios de petróleo. Já os folhelhos têm importância fundamental na geologia do petróleo, por serem o principal tipo de rocha-geradora de petróleo. Além disso, atuam como barreiras ao uxo de uidos (rochas selantes), inibindo a fuga do petróleo. Muito semelhante ao folhelho, existe a rocha marga que apresenta quantidade maior de carbonato de cálcio.

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b) Rochas sedimentares carbonáticas São rochas formadas pela precipitação química de substâncias dissolvidas na água ou pela atividade orgânica. São constituídas, principalmente, pelos minerais conhecidos como carbonatos dos quais os mais abundantes são a calcita e a dolomita, carbonatos de cálcio e magnésio, respectivamente. Cerca de um quinto (20%) da cobertura sedimentar da crosta da Terra é formada por rochas carbonáticas. Além de abrigarem algumas das mais ricas jazidas de chumbo, zinco e cobre, as rochas carbonáticas respondem por 40% a 50% das reservas mundiais de hidrocarbonetos. Apesar de campos com reservatórios carbonáticos serem muito menos numerosos do que os produtores de rochas terrígenas, as imensas reservas dos campos do Oriente Médio, essencialmente carbonáticos, equilibram o quadro.

31 c) Evaporitos São rochas geradas através da precipitação química a partir de salmouras concentradas por evaporação, que ocorre, principalmente, em corpos de água connados, associados a climas áridos. A gipsita e a anidrita (sulfatos de cálcio) e a halita (cloreto de sódio) são os principais minerais que constituem os evaporitos. Os evaporitos compreendem uma pequena fração das rochas sedimentares, mas exercem um papel muito importante na formação de certas estruturas que permitem a acumulação de petróleo, associadas aos domos de sal.

1.4. Formação do petróleo O petróleo, do latim petra = rocha e oleum = óleo (óleo de rocha) é o nome dado às misturas naturais de hidrocarbonetos, substâncias que resultam da combinação de átomos de carbono com átomos de hidrogênio em variadas proporções e arranjos. Algumas dessas substâncias são bastante conhecidas, a exemplo do gás de cozinha, chamado “gás butano”, ou o benzeno, ou ainda o acetileno que se usa em soldagem.

RESERVADO

Alta Competência

O petróleo é o principal insumo energético da sociedade industrializada. Está presente em diversos produtos que fazem parte do nosso cotidiano, como borracha, recipientes, fertilizantes, móveis, plásticos, batom, chiclete, tintas, entre outros. s F o o b n r t e e p : e < t h r t o l t p e : o / / w O / r i w g e w m 2 . p p e e r t r s p o e b c a r t i v s . a c s . o m a s . p b > / r e s p a c o c o n h e c e r /

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Amostra de petróleo

A grande variedade de hidrocarbonetos, juntamente com as diferentes proporções em que podem se associar, faz com que haja uma variedade grande de misturas possíveis, resultando na formação de diferentes tipos de petróleo com variados tipos de propriedades (grau API, viscosidade etc). Se na mistura houver predominância de hidrocarbonetos mais simples, tem-se um petróleo mais leve, menos viscoso, etc. Caso a predominância seja de compostos mais complexos, tem-se um petróleo mais pesado.

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VOCÊ SABIA?

Nos países árabes, onde hoje se concentra a maior produção de petróleo do mundo, o petróleo foi usado na construção das pirâmides, na conservação das múmias e como combustível nos dardos incendiários das grandes batalhas. Também os antigos habitantes da América do Sul, como os Incas, utilizavam o produto na pavimentação das estradas do seu grandioso império. Outros usos do petróleo foram: calafetar embarcações, impermeabilização, pintura e cerâmica.

RESERVADO


1.4.1. Origem do petróleo A teoria mais aceita é a da origem orgânica do petróleo, que atribui como fonte geradora de petróleo os restos de animais e plantas depositados juntamente com os sedimentos, em uma bacia sedimentar. A matéria orgânica depositada com os sedimentos é convertida em um polímero complexo (querogênio), por processos bacterianos e termoquímicos durante o soterramento, contendo menor quantidade de nitrogênio e oxigênio. Esse processo é acompanhado pela remoção de água e compactação. Mais de 99% dos depósitos petrolíferos se encontram em rochas sedimentares.

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Precipitação dos detritos, sais minerais e organismos mortos Camadas sobrepostas de lamas argilosas e areis

Início do processo de formação do petróleo através da precipitação e acúmulo de matéria orgânica e sedimentar em um terreno de rochas sedimentares

RESERVADO

Alta Competência

A formação do petróleo segue as seguintes etapas: Matéria orgânica em qualidade e quantidade acumulada junto aos sedimentos Soterramento rápido em ambiente adequado (redutor) Preservação da matéria orgânica Processos geoquímicos, pressão e temperatura Transformação em hidrocarbonetos Migração primária Acumulação nas rochas-reservatório

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Migração secundária Para que se formem acumulações de óleo ou gás, algumas condições geológicas e geoquímicas têm que ser integralmente satisfeitas. Quando isso acontece de forma ideal, o petróleo ocorre em abundância. Uma dessas condições necessárias é a presença de uma rocha-geradora (geralmente folhelhos ou calcilutitos, rica em matéria orgânica, adequada à geração de óleo e gás e que deve ter sido submetida às temperaturas necessárias às transformações de matéria orgânica em hidrocarbonetos. São rochas essencialmente pelíticas, depositadas em ambiente de baixa energia, tais como: ambientes marinhos, deltas, lagos e baías fechadas. Em argilas nas ou lamas carbonáticas, condições anaeróbicas (ausência de oxigênio) são rapidamente desenvolvidas, propiciando a preservação da matéria orgânica. 1.4.2. Migração do petróleo Para que haja acumulação de petróleo, é necessário que após o processo de geração ocorra a migração e que esta tenha seu caminho interrompido pela existência de algum tipo de armadilha geológica.

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Do estudo dos fatores controladores da ocorrência do petróleo, a migração é o mais questionado, o menos conclusivo e o que mais suscita polêmica entre os geólogos de petróleo. O fato é que o petróleo é gerado em uma rocha-geradora, ou fonte, e se desloca para outra, onde se acumula, chamada de rocha-reservatório. As formas de migração têm tido várias explicações. Na Petrobras, modelos bem fundamentados têm sido propostos para explicar as acumulações existentes no país. A explicação clássica para o processo atribui o papel relevante à fase de expulsão da água das rochas-geradoras, que levaria consigo o petróleo durante os processos de compactação. Outra explicação estaria no microfraturamento das rochas-geradoras. Isso facilitaria o entendimento do uxo através de um meio de baixíssima permeabilidade, com as rochas argilosas (folhelhos). À expulsão do petróleo onde foi gerado dá-se o nome de migração primária. Ao seu percurso ao longo de uma rocha porosa e permeável até ser interceptado e contido por uma armadilha geológica dá-se o nome de migração secundária. A não-contenção do petróleo em sua migração permitiria seu percurso continuado em busca de menor pressão até se perder através de exsudações, oxidação e degradação bacteriana na superfície. A ilustração, a seguir, mostra as relações espaciais entre rochasgeradoras, reservatórios e selantes.

Rocha selantes Reservatórios porosos

Reserv. fechado

Rocha geradora Relações espaciais entre rochas-geradoras, reservatórios e selantes

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VOCÊ SABIA?

O DNA do Petróleo Há petróleos de composições distintas. Isso se dá em função do tipo de transformação pela qual passaram as algas e bactérias ao longo dos tempos. Conforme o processo de transformação, cada tipo de petróleo desenvolveu uma “identidade genética” que pode ser conhecida quando conhecemos os biomarcadores do petróleo, que são as estruturas moleculares presentes nos organismos. Através dele, sabemos a idade genealógica do petróleo e, ainda, a região da qual foi extraído já que nenhuma bacia fornece petróleo da mesma qualidade que outra.

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O estudo de biomarcadores contidos na matéria orgânica, desenvolvido no Centro de Pesquisas da Petrobras – possibilita identicar o tipo de rocha em que o petróleo está armazenado, orientando a perfuração na busca por novos poços a partir da evolução térmica em que a transformação da matéria orgânica ocorreu. Como vimos, o petróleo, após ser gerado e ter migrado, é eventualmente acumulado em uma rocha conhecida como reservatório. Essa rocha pode ter qualquer origem ou natureza, mas para se constituir em um reservatório deve apresentar espaços vazios no seu interior (porosidad e). Estes espaços vazios precisam estar interconectados, conferindo-lhe a característica de permeabilidade. Desse modo, podem se constituir rochas-reservatório os arenitos e calcarenitos, e todas as rochas sedimentares essencialmente dotadas de porosidade intergranular que sejam permeáveis. Algumas rochas, como os folhelhos e alguns carbonatos, normalmente porosos, porém impermeáveis, podem vir a se constituir reservatórios quando apresentam-se naturalmente fraturados.

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Uma rocha-reservatório, de uma maneira geral, é composta de rocha sedimentar e tem seus grãos ligados uns aos outros por um material que recebe o nome de cimento. Também existe entre os grãos outro material muito no chamado matriz. O volume total ocupado por uma rocha-reservatório é a soma do volume dos materiais sólidos (grãos, matriz e cimento) e do volume dos espaços vazios existentes entre eles. O volume de espaços vazios é também chamado de volume poroso. Portanto, a porosidade de uma rocha é denida por: φ = Vp /Vt

E o volume total da rocha é dado pela soma: Vt = Vp + Vs

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Onde: φ = porosidade;

Vt = volume total da rocha; Vp = volume poroso; Vs = o volume de sólidos.

Grãos e poros de uma seção de rocha

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A porosidade é medida a partir de pers elétricos executados nos poços ou de ensaios de laboratório em amostras da rocha. Os valores de porosidade são classicados pelos seguintes intervalos: Porosidade %

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5 - 10

Muito baixa

10 - 15

Baixa

15 - 20

Média

20 - 25

Boa

25 - 35

Muito boa

Atendidas as condições de geração, migração e reservatório, para que se dê a acumulação do petróleo existe a necessidade de que alguma barreira se interponha no seu caminho. Essa barreira é produzida pela rocha selante, cuja característica principal é sua baixa permeabilidade. Além da impermeabilidade, a rocha selante deve ser dotada de plasticidade, característica que a capacita a manter sua condição selante, mesmo depois de submetida a esforços determinantes de deformações. Duas classes de rochas são selantes por excelência: os folhelhos e os evaporitos (sal). Outros tipos de rochas também podem funcionar como tal. A eciência selante de uma rocha não depende só de sua espessura, mas também de sua extensão. 1.4.3. Acumulação Um dos requisitos para a formação de uma jazida de petróleo é a existência de armadilhas geológicas ou trapas, que podem ter diferentes origens, características e dimensões. A formação de uma armadilha pode prescindir da atuação de esforços físicos diretos. É o caso das acumulações resultantes das diferenças entre os sedimentos, ou da atuação de causas hidrodinâmicas. Convencionalmente, as armadilhas são classicadas em estruturais, estratigrácas e mistas ou combinadas, embora nem sempre na prática sejam simples as suas individualizações. As armadilhas mais prontamente descobertas em uma bacia têm controle dominantemente estrutural e detêm os maiores volumes de RESERVADO


petróleo. Elas são respostas das rochas aos esforços e deformações e, nesse tipo, enquadram-se as dobras e as falhas. Na ilustração, a seguir, observamos como são constituídas as armadilhas estruturais ou anticlinais.

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Armadilhas estruturais

As armadilhas anticlinais dobradas – visíveis na ilustração – englobam grandes volumes de petróleo e nelas está situada a maioria dos campos gigantes. São de fácil identicação, tanto por métodos geológicos de superfície quanto por métodos geofísicos. As falhas desempenham um papel relevante para o aprisionamento de petróleo ao colocar rochas-reservatório em contato com rochas selantes. O modelo de aprisionamento com base em sistemas de falhas é aplicado com sucesso nas bacias sedimentares brasileiras, principalmente na Bacia do Recôncavo e nas Bacias costeiras.

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As armadilhas estratigráficas não têm relação direta com os esforços atuantes nas bacias sedimentares e são determinadas por interações de fenômenos de caráter paleogeográco - caso dos paleorelevos - e sedimentológicos, como as variações laterais de permeabilidade. Como exemplos de aprisionamentos estratigrácos nas bacias brasileiras, destacam-se: as acumulações na Formação Candeias, no Recôncavo e na Bacia do Ceará, onde arenitos intercalam-se com folhelhos nos campos de Xaréu, Espada e Atum. Outros exemplos de aprisionamentos estratigrácos ocorrem também em arenitos da Bacia do Espírito Santo e também em arenitos de várias idades geológicas da Bacia de Campos. Já um exemplo de aprisionamento paleogeográco é encontrado na acumulação do campo de Fazenda Belém, na Bacia Potiguar.

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5

6

7

4 3

1 2

1 e 2 - Trapas estratigráficas 3 a 7 - Diversas trapas associadas a discordância Armadilhas estratigrácas e paleogeomórcas

As armadilhas combinadas ou mistas compreendem aquelas situações em que as acumulações de hidrocarbonetos têm controle tanto de elementos estruturais quanto estratigrácos. Exemplos desse tipo encontram-se na Bacia Potiguar, nos campos de Baixa do Algodão, Mossoró, Alto da Pedra e Canto do Amaro. Encontram-se, também, na Bacia do Espírito Santo, onde reservatórios da formação Barra Nova se apresentam em acumulações controladas estruturalmente por falhas e arqueamentos provocados por movimentação de sal.

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1.5. Prospecção de petróleo A descoberta de uma jazida de petróleo em uma nova área é uma tarefa que envolve um longo e dispendioso estudo e análise de dados geofísicos e geológicos das bacias sedimentares. Um programa de prospecção visa a, fundamentalmente, dois objetivos: • Localizar dentro de uma bacia sedimentar as situações geológicas que tenham condições para acumulação de petróleo; • Vericar qual, dentre estas situações, possui mais chance de conter petróleo. Com isso, constata-se que não se pode prever onde existe petróleo e sim os locais mais favoráveis para a sua ocorrência. A identicação de uma área favorável à acumulação de petróleo é realizada através de métodos geológicos e geofísicos. 1.5.1. Métodos geológicos O estudo geológico, primeira etapa do programa exploratório, consiste em reconstituir as condições da formação e acumulação possíveis de petróleo em certa região. Tal estudo abrange os seguintes ramos de investigação: a) Geologia de superfície - que mapeia as rochas aorantes à superfície, para delimitação das bacias sedimentares e das estruturas capazes de acumular terreno petróleo. b) Aerofotogrametria - consiste em fotografar utilizando um avião devidamente preparado para tal, a certa altitude, direção e velocidade constantes.

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c) Fotogeologia - consiste na determinação das feições geológicas a partir das fotograas aéreas. Dobras, falhas e mergulho das camadas são visíveis nessas fotos. A drenagem, a conilustraçãoção dos rios, a variação da cor dos solos etc., de uma região podem indicar a presença de estruturas. d) Geologia de subsuperfície - estudo de todos os dados obtidos em um poço, com os quais se podem determinar estruturas favoráveis à retenção dos hidrocarbonetos. e) Litologia - estudo e descrição das amostras de calha recolhidas durante a perfuração de um poço. f) Mapas estruturais - estudo das formações penetradas durante uma perfuração e sua relação com horizontes xos (poderá inclusive ser o nível do mar).

42 g) Seções estruturais - é o estudo dos mapas estruturais através de um corte transversal do terreno. h) Paleontologia - é o ramo da Geologia que trata da identicação e datação dos animais fósseis. Toda amostra de superfície e subsuperfície colhida pelo geólogo é enviada diretamente para um Laboratório de Paleontologia. Com os resultados obtidos, podese fazer correlação ou analogia com as mais variadas e distintas rochas dentro de uma bacia ou de outras bacias no mesmo ou em outro continente. 1.5.2. Métodos geofísicos Na década de 1920, iniciou-se a exploração geofísica, com o objetivo de detectar variações na distribuição de algumas propriedades físicas internas das rochas, tais como a gravidade (gravimetria); magnetismo (magnetometria) e habilidade de transmitir ondas sísmicas provocadas por terremotos articiais (sísmica), eletricidade e radioatividade (radiometria). A indústria do petróleo usa somente os três primeiros.

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1.5.3. Sísmica O método sísmico de reexão é o método de prospecção mais utilizado atualmente na indústria do petróleo, pois fornece alta denição das feições geológicas em subsuperfície propícias à acumulação de hidrocarbonetos, a um custo relativamente baixo. Os produtos nais são, entre outros, imagens das estruturas e camadas geológicas em subsuperfície, apresentadas sob as mais diversas formas, que são disponibilizadas para o trabalho dos intérpretes. O levantamento sísmico inicia-se com a geração de ondas elásticas, através de fontes articiais que se propagam pelo interior da Terra, onde são reetidas e refratadas nas interfaces que separam rochas de diferentes constituições petrofísicas e retornam à superfície, sendo captadas por sosticados equipamentos de registro. As fontes de energia sísmica mais utilizadas são a dinamite e o vibrador, em terra, e canhões de ar comprimido, em levantamentos marítimos. Cada uma dessas fontes emite um pulso característico, conhecido como assinatura da fonte, que se propaga em todas as direções. Esses pulsos elásticos ou detonações se reetem e refratam em cada uma das camadas geológicas em profundidade, retornando à superfície com informações valiosas para a pesquisa de petróleo. Os receptores utilizados para registrar as reexões desses pulsos são basicamente de dois tipos: eletromagnéticos (geofones) para registros em terra e de pressão (hidrofones), para levantamentos na água. Esses registros são transmitidos até o sismógrafo, onde são digitalizados, multiplexisados e registrados após severo depuramento e amplicação eletrônicos. Antena

Canhões de ar comprimido

Estação de hidrofones

Cabo (Streamer)

Esquema ilustrativo de levantamento sísmico marítimo. Os canhões e o cabo contendo os hidrofones são estabilizados a 10-15 metros de profundidade RESERVADO

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Após a aquisição dos dados sísmicos, tem-se início a fase de processamento desses dados, cujo objetivo é produzir imagens de subsuperfície com a máxima delidade possível, atenuando as várias distorções “óticas” presentes no método. Geólogos e geofísicos interpretam essas imagens na busca de situações mais favoráveis à acumulação de hidrocarbonetos ou para caracterizar reservatórios produtores, melhorando o gerenciamento da produção. Ao nal de todas as atividades que compõem o processamento sísmico, obtémse como resultado uma seção composta por traços sísmicos colocados lado a lado. Esta seção representa a imagem sísmica correspondente ao plano geológico vertical ao longo do qual foi executado o levantamento sísmico. 0.0s

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1.0s

2.0s

Migração em tempo 0.0 km

Erro

1.0 km 2.0 km 3.0 km 4.0 km

Migração em profundidade

Exemplo de migração em profundidade

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Na ilustração anterior, pode-se observar as escalas verticais e as distorções presentes na seção sísmica migrada em tempo. A seção nal, migrada em profundidade, representa a imagem real da subsuperfície verticalmente abaixo do local onde foi executado o levantamento sísmico. Na fase posterior ao processamento, ocorre a interpretação dos dados sísmicos. A interpretação das feições geológicas presentes nas seções sísmicas pode indicar situações favoráveis à acumulação de hidrocarbonetos. Essas situações são analisadas em detalhe para a eventual perfuração de um poço pioneiro.

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1.6. Exercícios 1) Descreva cada um dos três tipos de rocha, de acordo com a sua origem: A. _________________________________________________________ B. __________________________________________________________ C.___________________________________________________________ 2) Nas rochas terrígenas grosseiras, três partes são normalmente distinguidas. Assinale a alternativa em que cada texto descritivo corresponde a sua respectiva parte da rocha: I. Fração na dos sedimentos detritos e que é transportada por suspensão. É o elemento responsável pela coesão ou consistência da rocha.

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II. Fração precipitada quimicamente nos poros das rochas clássicas e é o responsável pela rigidez da rocha. III. Parte constituída pelas frações mais grosseiras e que constitui a estrutura ou “esqueleto” da rocha, dando-lhe sustentação. ( a ) I – arcabouço; II – cimento; III – matriz ( b ) I – cimento; II – arcabouço; III – matriz ( c ) I – matriz; II – arcabouço; III – cimento ( d ) I – matriz; II – cimento; III – arcabouço

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3) Assinale V para as alternativas verdadeiras e F para as falsas. ( ) A grande variedade de hidrocarbonetos, juntamente com as diferentes proporções em que eles podem se associar faz com que haja uma variedade grande de misturas possíveis, resultando na formação de diferentes tipos de petróleo com diferentes tipos de propriedades (grau API, viscosidade etc). ( ) Em linhas gerais, se na mistura houver predominância de hidrocarbonetos mais simples, tem-se um petróleo mais leve, menos viscoso etc. Caso a predominância seja de compostos mais complexos, tem-se um petróleo mais pesado. ( ) A teoria mais aceita é da origem inorgânica do petróleo. Ela atribui como fonte geradora de petróleo restos de animais e plantas depositadas juntamente com os sedimentos em uma bacia sedimentar. ( ) Para que se formem acumulações de óleo ou gás, algumas condições geológicas e geoquímicas têm que ser integralmente satisfeitas. ( ) A formação do petróleo ocorre em várias etapas, a destacar: deposição e preservação da matéria orgânica, processos geoquímicos, transformação em hidrocarbonetos, migração primária, acumulação e migração secundária.

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4) Complete as lacunas no que diz respeito à prospecção de petróleo. a) A descoberta de uma jazida de petróleo em uma nova área é uma tarefa que envolve um longo e dispendioso estudo e análise de dados ________________ e geológicos das bacias sedimentares b) O estudo geológico, primeira etapa do programa exploratório, consiste em reconstituir as condições da formação e acumulação possíveis de petróleo em certa região. Os métodos utilizados neste estudo são: geologia de superfície e subsuperfície, aerofotogrametria, fotogeologia, ________________, mapas estruturais, seções estruturais e ________________. c) O método sísmico de reexão é o método de prospecção mais utilizado atualmente na indústria do petróleo, pois fornece alta denição das feições geológicas em ________________ propícias à acumulação de ________________, a um custo relativamente baixo.

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d) O levantamento sísmico inicia-se com a geração de ondas elásticas, através de fontes articiais que se propagam pelo interior da Terra, onde são reetidas e refratadas nas interfaces que separam rochas de diferentes constituições ________________, e retornam à superfície, onde são captadas por sosticados equipamentos de registro. e) Na fase posterior ao processamento, ocorre a interpretação dos dados sísmicos. A interpretação das ________________ presentes nas seções sísmicas pode indicar situações favoráveis à acumulação de hidrocarbonetos. Essas situações são analisadas em detalhe para a eventual perfuração de um poço pioneiro.

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5) De acordo com o que foi estudado sobre as rochas sedimentares, identique a única alternativa falsa. Justique a sua escolha. ( ) Os aren arenitos itos são roch rochas as sedim sedimenta entares res carb carbonát onáticas icas e const constiituem bons reservatórios de petróleo por possuírem boa porosidade e boa permeabilidade. ( ) Os folhe folhelhos lhos têm impor importânc tância ia fund fundamen amental tal na geol geologia ogia do petróleo por serem o principal tipo tipo de rocha rocha geradora de petróleo. Além disso, atuam como barreiras ao uxo de uidos (rochas selantes), inibindo a fuga do petróleo. ( ) As roch rochas as sedime sedimentar ntares es carb carbonát onáticas icas são form formadas adas pela precipitação química de substâncias dissolvidas na água ou pela atividade orgânica e são constituídas, principalmente, pelos minerais conhecidos como carbonatos. ( ) Cerca Cerca de um quint quinto o (20%) da cobe cobertur rturaa sedim sedimenta entarr da cros cros-ta da Terra é formado por rochas carbonáticas. ( ) Os evap evaporit oritos os comp compreen reendem dem uma pequ pequena ena fraç fração ão das rochas sedimentares, mas exercem um papel muito importante na formação de certas estruturas estruturas que permitem a acumulação de petróleo, associadas aos domos de sal.

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1.7. Glossário Aloquímicos - grãos carbonáticos que, após sua formação, são transportados e Aloquímicos depositados aos fragmentos minerais e às rochas terrígenas. Anaeróbicas Anaeróbicas - termo relacionado à ausência de oxigênio. Bacias deposicionais deposicionais - depressões onde se acumulam sedimentos (geralmente provenientes da erosão de outras rochas). Calcita Calcita - mineral composto por carbonato de cálcio (CaCO3). Calcilutito - são rochas carbonáticas (popularmente chamadas de calcário) formadas Calcilutito por sedimentos nos (lama) de composição calcárea (CaCO3). Dobra - ondulações ou convexidades existentes em corpos originalmente planos. Dobra São conhecidos dois tipos principais de dobras: anticlinais (que tem a abertura para abaixo) e sinclinais (que tem a abertura para cima).

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Dolomita ou dolomite dolomite - mineral de carbonato de cálcio e magnésio, muito abundante na natureza na forma de rochas dolomíticas, utilizado como fonte de magnésio e também na fabricação de materiais refratários. Estratigráfica - termo relacionado à estratigraa. Estratigráfica Exsudação - fonte natural de petróleo que ocorre na superfície em função de uma Exsudação migração do petróleo a partir de ssuras no reservatório em profundidade ou ausências de armadilhas ou trapas geológicas. Grau API API - unidade utilizada na indústria do petróleo para medir a densidade relativa do óleo, com base em uma escala arbitrária. Intracratônica - tipo de bacia caracterizada por baixas taxas de subsidência (descida Intracratônica lenta das camadas geológicas), pers em rampa muito suaves e pequenas lâminas d’água, o que resulta em pequena geração de espaço para acomodação dos sedimentos, por isso suas seqüências são delgadas e extensas. Minerais siliciclásticos siliciclásticos - também chamados de terrígenos, são sedimentos alterados em decorrência das condições físicas e químicas, qu ímicas, da erosão da superfície e também de de restos desintegrados e decompostos de rochas mais antigas. Ex: areias e cascalhos. Monomineral Monomineral - mineral composto por uma única espécie de mineral. Obliterar - fechar, obstruir. Obliterar Ortoquímico - grãos carbonáticos que não sofrem transporte ou são transportados Ortoquímico por uma distância muito curta de sua fonte. Paleoclima - clima de um período pré-histórico cujas características principais Paleoclima podem ser reconstituídas.

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Paleogeográfico Paleogeográfico - termo relacionado à paleogeograa. Paleorelevo - termo relativo ao relevo de uma determinada área ou região, em Paleorelevo algum tempo pretérito, reconstituído através de estudos geológicos. Polímero - compostos formados pela aglomeração de inúmeras moléculas Polímero fundamentais. Polimineral - mineral composto por mais de uma espécie de mineral. Polimineral Querogênio - parte insolúvel da matéria orgânica modicada por ações geológicas, Querogênio de acordo com o tempo geológico. Rocha pelítica pelítica - são rochas formadas por sedimentos de fração na (silte e argila). Rocha-geradora - rocha que tem a propriedade de gerar o petróleo que se Rocha-geradora armazenará posteriormente nas rochas reservatório. O mesmo que rocha fonte. Rocha-reservatório - rocha porosa com capacidade de armazenar líquidos e gases. Rocha-reservatório Tectonismo - consiste em movimentos na crosta terrestre, decorrentes de pressões Tectonismo vindas do interior da Terra. Trapa geológica geológica - estruturas geológicas que permitem a acumulação de óleo ou gás.

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1.8. Bibliografia Exploração e Produção. Espaço Conhecer Petrobras. Disponível em: . Acesso em: 24 abr 2008. GUIMARÃES, Marcus Moretzsohn e Sayd, Alexandre e Barros, Maria Eliana de. Apostila do curso de Noções de Reservatórios – UN-BC. Petrobras, 2002. MORETZSOHN, Marcus. Notas de aula – Noções de Geologia. Petrobras. ROSA, Adalberto José e Carvalho, Renato de Souza e Xavier, José Augusto Daniel. Engenharia de Reservatórios de Petróleo. Editora Interciência, Rio de Janeiro, 2006. SILVESTRE, Jose Roberto. Dissertação de mestrado. Análise numérica de poços de petróleo com relevância à produção de areia. Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro - PUC-RIO. Rio de Janeiro, 2004.

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THOMAS, José Eduardo. Fundamentos de Engenharia de Petróleo, Editora Interciência, Rio de Janeiro, 2001.

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1.9. Gabarito 1) Descreva cada um dos três tipos de rocha, de acordo com a sua origem: As rochas podem ser classificadas em rochas ígneas, metamórficas e sedimentares. A. As rochas ígneas são produzidas pela solidificação do magma. B. As rochas metamórficas se originam da transformação de outras rochas préexistentes. C. As rochas sedimentares são aquelas originadas na superfície da crosta terrestre pela deposição de sedimentos e podem dar origem aos reservatórios de petróleo. 2) Nas rochas terrígenas grosseiras, três partes são normalmente distinguidas. Assinale a alternativa em que cada texto descritivo corresponde a sua respectiva parte da rocha: I. Fração na dos sedimentos detritos e que é transportada por suspensão. É o elemento responsável pela coesão ou consistência da rocha. II. Fração precipitada quimicamente nos poros das rochas clássicas e é o responsável pela rigidez da rocha. III. Parte constituída pelas frações mais grosseiras e que constitui a estrutura ou “esqueleto” da rocha, dando-lhe sustentação. ( a ) I – arcabouço; II – cimento; III – matriz ( b ) I – cimento; II – arcabouço; III – matriz ( c ) I – matriz; II – arcabouço; III – cimento ( d ) I – matriz; II – cimento; III – arcabouço 3) Assinale V para as alternativas verdadeiras e F para as falsas. ( V ) A grande variedade de hidrocarbonetos juntamente com as diferentes proporções em que eles podem se associar faz com que haja uma variedade grande de misturas possíveis, resultando na formação de diferentes tipos de petróleo com diferentes tipos de propriedades (grau API, viscosidade etc). ( V ) Em linhas gerais, se na mistura houver predominância de hidrocarbonetos mais simples, tem-se um petróleo mais leve, menos viscoso, etc. Caso a predominância seja de compostos mais complexos, tem-se um petróleo mais pesado. ( F ) A teoria mais aceita é da origem inorgânica do petróleo. Ela atribui como fonte geradora de petróleo, restos de animais e plantas depositadas juntamente com os sedimentos, em uma bacia sedimentar. Justificativa: a teoria mais aceita é da origem orgânica. ( V ) Para que se formem acumulações de óleo ou gás, algumas condições geológicas e geoquímicas têm que ser integralmente satisfeitas. ( V ) A formação do petróleo ocorre em várias etapas, a destacar: deposição e preservação da matéria orgânica, processos geoquímicos, transformação em hidrocarbonetos, migração primária, acumulação e migração secundária.

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4) Complete as lacunas no que diz respeito à prospecção de petróleo. a) A descoberta de uma jazida de petróleo em uma nova área é uma tarefa que envolve um longo e dispendioso estudo e análise de dados geofísicos e geológicos das bacias sedimentares b) O estudo geológico, primeira etapa do programa exploratório, consiste em reconstituir as condições da formação e acumulação possíveis de petróleo em certa região. Os métodos utilizados neste estudo são: geologia de superfície e subsuperfície, aerofotogrametria, fotogeologia, litologia, mapas estruturais, seções estruturais e paleontologia. c) O método sísmico de reexão é o método de prospecção mais utilizado atualmente na indústria do petróleo, pois fornece alta denição das feições geológicas em subsuperfície propícias à acumulação de hidrocarbonetos, a um custo relativamente baixo. d) O levantamento sísmico inicia-se com a geração de ondas elásticas, através de fontes articiais que se propagam pelo interior da Terra, onde são reetidas e refratadas nas interfaces que separam rochas de diferentes constituições petrofísicas, e retornam à superfície, onde são captadas por sosticados equipamentos de registro.

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e) Na fase posterior ao processamento, ocorre a interpretação dos dados sísmicos. A interpretação das feições geológicas presentes nas seções sísmicas pode indicar situações favoráveis à acumulação de hidrocarbonetos. Essas situações são analisadas em detalhe para a eventual perfuração de um poço pioneiro. 5) De acordo com o que foi estudado sobre as rochas sedimentares, identique a única alternativa falsa. Justique a sua escolha. ( X ) Os arenitos são rochas sedimentares carbonáticas e constituem bons reservatórios de petróleo por possuírem boa porosidade e boa permeabilidade. Justificativa: essas características referem-se aos terrígenas. ( ) Os folhelhos têm importância fundamental na geologia do petróleo por serem o principal tipo de rocha geradora de petróleo. Além disso, atuam como barreiras ao uxo de uidos (rochas selantes), inibindo a fuga do petróleo. ( ) As rochas sedimentares carbonáticas são formadas pela precipitação química de substâncias dissolvidas na água ou pela atividade orgânica e são constituídas, principalmente pelos minerais conhecidos como carbonatos. ( ) Cerca de um quinto (20%) da cobertura sedimentar da crosta da Terra é formado por rochas carbonáticas. ( ) Os evaporitos compreendem uma pequena fração das rochas sedimentares, mas exercem um papel muito importante na formação de certas estruturas que permitem a acumulação de petróleo, associadas aos domos de sal.

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2 o l u t í p a C

Noções de reservatórios de petróleo

Ao final desse capítulo, o treinando poderá: • Reconhecer as propriedades das rochas e os tipos de reservatórios de petróleo; • Reconhecer os mecanismos de produção dos reservatórios; • Identicar os principais indicadores de produção utilizados no acompanhamento dos campos e dos poços de petróleo.

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Capítulo 2. Noções de reservatórios de petróleo

2. Noções de reservatórios de petróleo Agora, serão apresentadas as principais noções sobre reservatórios de petróleo.

2.1. Propriedades das rochas Nos estudos de um reservatório de petróleo, é fundamental o conhecimento de propriedades das rochas e dos uidos nela contidos. São essas propriedades que determinam as quantidades de uidos existentes no meio poroso, a sua distribuição, a capacidade desses uidos se moverem e, a mais importante de todas, a quantidade de uido que pode ser extraída. O conhecimento de tais propriedades pode denir, inclusive, o nível de investimento a ser feito na busca por jazidas em cada região. Ao longo desse estudo conheceremos outras diferentes propriedades das rochas que são importantes para a prospecção de petróleo. 2.1.1. Compressibilidade Por denição, a compressibilidade é o quociente entre a variação fracional de volume e a variação de pressão. Ao ser retirada certa quantidade de uido do interior da rocha, a pressão cai e os poros têm os seus volumes reduzidos. A relação entre essa variação fracional dos volumes dos poros e a variação de pressão, dá-se o nome de compressibilidade efetiva da formação. Esta compressibilidade pode desempenhar um papel muito importante durante certa etapa da vida produtiva de um reservatório.

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cf



Vp / Vp P

Onde: cf = compressibilidade efetiva da formação; ∆Vp = variação do volume poroso;

Vp = volume poroso inicial; ∆Vp/Vp = variação fracional do volume; ∆P =

variação de pressão.

2.1.2. Saturação A saturação de um uido é o nome dado ao percentual do volume poroso que está ocupado por aquele uido. Além de hidrocarbonetos, os poros de uma rocha-reservatório contêm água. Assim sendo, o conhecimento do volume poroso não é suciente para se estabelecer as quantidades de óleo e/ou gás contidas nas formações. Por exemplo, se 70% do espaço poroso de uma rocha está ocupado por óleo, diz-se que a saturação de óleo desta rocha é igual a 70%, no entanto os 30% do volume poroso restantes não estão vazios. Existe, obrigatoriamente, um ou mais uidos completando esse percentual do espaço poroso restante, o qual poderia estar ocupado totalmente por água, correspondendo a uma saturação de água de 30%. Mas, esses mesmos 30% poderiam estar parcialmente ocupados por água e gás natural. Nesse caso, além da saturação de água existiria também uma saturação de gás, numa proporção por exemplo de 20% de água e 10% de gás.

RESERVADO


Saturação de óleo: So = Vo /Vp Saturação de gás: S g = Vg /Vp Saturação de água: Sw = Vw /Vp So + Sg + Sw = 1 (100%)

Fluidos no reservatório Rocha Gás

- óleo

- gás

- água

59

a u g Á

Representação da disposição dos uidos no reservatório

A determinação da saturação de uma rocha pode ser feita tanto por ensaios em laboratório como por pers elétricos de poços. 2.1.3. Argilosidade Os poros das rochas sedimentares podem ser ocupados ou preenchidos por argila. A sua presença implica em importantes alterações nas características das rochas-reservatórios, tais como: reduz a permeabilidade, aumenta a sensibilidade aos uidos de perfuração e completação, altera a resposta de pers elétricos e aumenta a saturação de água irredutível. Desta forma, torna-se fundamental o conhecimento da composição e distribuição das argilas na rocha-reservatório, que tanto podem ocorrer revestindo os poros (envolvendo grãos) ou preenchendo os espaços vazios.

RESERVADO

2.1.4. Permeabilidade Somente a existência de petróleo (seja ele líquido ou gasoso) no interior da rocha, apesar de ser uma condição fundamental, não é suciente para que se tenha uma produção desse uido a partir dessa rocha. Devem existir condições para que os uidos possam se movimentar através dos poros e chegar aos poços por meio dos quais poderão alcançar a superfície. A movimentação no reservatório acontece com os uidos passando sucessivamente por diversos poros até chegar aos poços produtores. Os uidos percorrem o que se poderia chamar de “canais porosos”. Quanto mais cheios de estrangulamentos, estreitos e tortuosos forem esses canais porosos, maior será o grau de diculdade para os uidos se moverem no seu interior. Já os poros maiores e bem conectados uns com os outros, oferecem menor diculdade para o uxo dos uidos. A maior ou menor diculdade de deslocamento dos uidos dentro da rocha é quanticada pelo valor da permeabilidade. Dene-se permeabilidade como sendo a medida da capacidade de uma rocha em permitir o uxo de uidos. Quando existe apenas um único uido saturando a rocha, essa propriedade recebe o nome de “permeabilidade absoluta”. A permeabilidade tem por símbolo a letra “k”, e a sua unidade de medida mais utilizada é o Darcy (D), em homenagem ao engenheiro francês Henry D’Arcy, que formulou a equação de deslocamento de uidos em meios porosos, apresentada na ilustração a seguir.

RESERVADO


P2

q

P1

k=

A

q.L A(P1 - P2 )

L

q = 1 cm 3/s,  = 1cp, L = 1cm, A = 1 cm 2 e k = 1 Darcy

(P1 - P2) = 1 atm Fluxo linear

A ilustração do uxo linear representa o uxo de uido através de um meio poroso linear (em única direção). O uido tem viscosidade “μ”, o meio poroso tem comprimento “L”, seção reta (área aberta ao uxo) “A” e “q” é a vazão de uido através do meio poroso. A permeabilidade é uma constante de proporcionalidade característica do meio poroso. Por denição, um Darcy é a permeabilidade de uma rocha na qual um gradiente de pressão de 1 atm/cm promove a vazão de 1 cm 3 /s de um uido de viscosidade 1 centipoise através de 1 cm 2 de área aberta ao uxo. Como o Darcy (D) é uma unidade muito grande, usa-se mais comumente o submúltiplo “milidarcy”, cujo símbolo é “mD”. Os valores de permeabilidade são classicados pelos seguintes intervalos: Permeabilidade (mD) 1

baixíssima

1 – 10

baixa

10 – 100

regular

100 – 1000

boa

1000 ou mais

ótima

R F e o n s e t r v e a : A t ó p r i o o s s t i l – a P d E e T N R O o B ç R õ A e s S d – e 2 0 0 2

RESERVADO

61

Uma rocha-reservatório contém sempre dois ou mais uidos, de modo que a permeabilidade absoluta não é suciente para se medir a facilidade com que determinado uido se move no meio poroso. No caso da existência de mais de um uido, a facilidade com que cada um se move é chamada “permeabilidade efetiva” ao uido considerado. 2.1.5. Mobilidade Dene-se mobilidade de um uido como sendo a relação entre a sua permeabilidade efetiva e a sua viscosidade. Por exemplo, a mobilidade do óleo (uido deslocado) é dada por: λo = ko/μo e a da água (uido injetado) por λw

= kw/μw.

A razão de mobilidades é definida pela razão λw/ λo. Quanto maior for a razão de mobilidades, menor será a eficiência de deslocamento de óleo, uma vez que, devido a sua maior mobilidade, o fluido injetado tenderá a “furar” o banco de óleo dentro do reservatório criando caminhos preferenciais entre os poços injetores e os produtores.

2.2. Tipos de reservatórios Dependendo da composição e das condições de pressão e temperatura, uma acumulação de petróleo pode se apresentar de três formas: • Totalmente líquida; • Totalmente gasosa; • Com uma parte líquida e uma parte gasosa em equilíbrio. Dessa forma, pode-se dizer que existem reservatórios de líquido, comumente chamados de reservatório de óleo; reservatórios de gás e reservatórios com as duas fases em equilíbrio.

RESERVADO


A ilustração, a seguir, apresenta um diagrama genérico do comportamento de uma mistura de hidrocarbonetos em função da temperatura e pressão.

o ã s s e r P

Ponto Crítico líquido 1

líquido + vapor

2

3

4

vapor

Temperatura

63

Diagrama de fases de uma mistura de hidrocarbonetos

Neste outro diagrama de fases de uma mistura de hidrocarbonetos que vamos observar a seguir, podemos perceber que: Se a mistura estiver nas condições do ponto R1, tem-se um reservatório de óleo; •

•

Se as condições são as do ponto R2, tem-se um reservatório de gás. Ponto crítico

R1

P R

R2

100% 75% o ã s s e r P

50% 25%

0%

Temperatura

T R1

T

T R2

Diagrama de fases de uma mistura de hidrocarbonetos

RESERVADO

É importante salientar que a classicação dos reservatórios se baseia principalmente no tipo de uido que é produzido na superfície. A classicação, de certa forma, vai estar condicionada à temperatura e à pressão a que a mistura estará sujeita nos equipamentos de separação na superfície. De uma maneira simplicada, as acumulações podem ser separadas em: Reservatórios de óleo, caso a temperatura seja menor que a temperatura crítica (T C) da mistura e; •

Reservatórios de gás, caso a sua temperatura seja maior que a temperatura crítica (T C) da mistura. •

Sabe-se, por exemplo, que um uido que se encontra no estado líquido em condições de reservatório, de uma maneira geral, produz óleo na superfície e somente em condições muito especiais isso poderia não ocorrer. Desse modo, é bastante comum chamar de reservatório de óleo às formações portadoras de misturas líquidas. As formações portadoras de misturas gasosas, que são chamadas de reservatórios de gás, podem produzir uma certa quantidade de líquido na superfície, porém a produção maior é de gás. Em outras palavras, chama-se reservatório de gás à jazida de petróleo que contém uma mistura de hidrocarbonetos que se encontra no estado gasoso nas condições de reservatório. Dependendo do seu comportamento, quando sujeito a reduções de pressão dentro do reservatório e do tipo de uido resultante nos equipamentos de superfície, os reservatórios de gás podem ser classicados em:

RESERVADO


• Reservatório de gás úmido; • Reservatório de gás seco e; • Reservatório de gás retrógrado. Ao ser levada para a superfície, a mistura gasosa pode ser submetida a processos de separação dos componentes mais leves dos mais pesados, resultando dessa separação duas fases distintas. Os componentes mais leves permanecem no estado gasoso e os mais pesados vão dar origem aos chamados líquidos do gás natural, normalmente designados por LGN. Em reservatórios reais, quando começa a produção, tanto o uido que é produzido como o que permanece na formação sofrem alterações devido às mudanças das condições às quais eles cam submetidos. O uido produzido passa das condições iniciais de pressão e temperatura do reservatório para as condições de pressão e temperatura da superfície. Em razão da retirada de uidos (massa), a pressão no interior da formação vai se reduzindo. Assim, apesar da temperatura do reservatório se manter praticamente constante durante a sua vida produtiva, as condições a que ca submetido o uido que permanece vão se alterando. R 2

P R 1

C

100% 75%

o ã s s e r P

P S

S

25%

0%

T S

Temperatura

T R

Reservatório de óleo

RESERVADO

65

A curva RS na ilustração anterior representa o comportamento do uido produzido desde as condições iniciais do reservatório (ponto R) até as condições de superfície (ponto S). No exemplo da ilustração, nas condições de superfície, aproximadamente 60% dos hidrocarbonetos produzidos estarão na fase líquida e os 40% restantes estarão na fase gasosa. De um modo geral, o uido produzido é submetido a um processo de separação antes de ser colocado em tanques nas condições ambientes. A pressão e a temperatura de separação são determinadas através de cálculos e recebem o nome de condições de separação.

2.3. Fluidos produzidos Um comportamento padrão esperado para um reservatório de óleo é que ele produza óleo, gás natural e água. Assim, um reservatório típico apresenta uma vazão de produção de óleo, uma vazão de produção de gás e uma vazão de produção de água. As vazões são sempre expressas nas condições de superfície, como, por exemplo, metro cúbido standard por dia (m3 std/dia) ou barril standard por dia (stb/dia). As condições de superfície também são chamadas de “condições padrão” ou “condições standard ” e correspondem à pressão de 1 atm e temperatura de 20°C. 2.3.1. Produção de óleo O óleo é a parte dos hidrocarbonetos que permanece no estado líquido quando a mistura é levada para a superfície. Quando se diz que um poço está produzindo com uma vazão de 100 m 3 std/dia de óleo, está se dizendo que da mistura líquida que está saindo diariamente do reservatório através daquele poço, 100 m 3 permanecem no estado líquido na superfície. Esta é uma maneira muito prática de exprimir os volumes, em primeiro lugar porque as medições são feitas na superfície, e em segundo lugar porque é esse volume que interessa comercialmente. Mesmo que a mistura de hidrocarbonetos nas condições de reservatório estivesse toda no estado gasoso, ainda assim seria possível obter líquido nas condições de superfície. Esse líquido obtido a partir do gás natural é mais conhecido pela sigla LGN (líquido do gás natural).

RESERVADO


2.3.2. Produção de gás O gás produzido é o resultado da composição de três partes. Uma parte é proveniente dos hidrocarbonetos que, nas condições de temperatura e pressão do reservatório, já se encontram no estado gasoso e que tem o nome de gás livre. A segunda parte é o gás que sai de solução do óleo, isto é, os hidrocarbonetos que se encontram dissolvidos no óleo nas condições de superfície. A terceira parte é o gás que se encontra dissolvido na água nas condições do reservatório. Normalmente, essa parcela é desprezível, não entrando nos cálculos das produções. 2.3.3. Produção de água Além dos hidrocarbonetos, é bastante comum a produção de água. A quantidade de água produzida vai depender das condições em que ela se apresenta no meio poroso. Apesar da água estar sempre presente nos reservatórios, nem sempre a sua quantidade, expressa pela sua saturação, é suciente para que ela se desloque. Existe uma saturação mínima de água a partir da qual ela se torna móvel. Essa saturação depende da rocha e dos uidos nela contidos. Se a saturação de água for igual a esse valor mínimo, não haverá uxo e, conseqüentemente, não haverá produção de água dessa rocha. A água produzida também pode ter origem em acumulações de água, chamadas aqüíferos, que podem estar adjacentes às formações portadoras de hidrocarbonetos ou podem ser devido à água injetada em projetos que visam a aumentar a recuperação de óleo.

2.4. Pressões representativas de um reservatório Na gestão de todo empreendimento é necessária a avaliação de todas as variáveis que o compõem para melhor tomada de decisões. Na produção de petróleo, as pressões representativas de um reservatório são variáveis importantes que auxiliam na denição de estratégias, cenário de operação e recuperação de cada campo de petróleo.

RESERVADO

67

Alta Competência

Ao longo desse estudo, conheceremos a importância das pressões estática e de saturação dos reservatórios. 2.4.1. Pressão estática As pressões médias e a pressão estática original (no caso de poços novos) são dados importantes, tanto nos estudos do reservatório quanto para o gerenciamento e acompanhamento de um campo de petróleo. A pressão estática corresponde à pressão que os uidos do reservatório estão connados dentro dos poros da rocha. É obtida a partir da análise dos dados de registro de pressão versus tempo com o poço fechado (período de crescimento de pressão).

68

Por que isso acontece? Quando o poço está em regime de uxo constante q, há um diferencial de pressão no fundo do poço dado por Pestática – Pfluxo no fundo. Ao se fechar o poço, o uxo na coluna de produção cessa e o diferencial de pressão entre a formação e o fundo do poço (Pestática – Puxo no fundo) tende a zero, determinando-se, portanto, a pressão estática. A ilustração, a seguir, ilustra como atuam as pressões estática (P E) e de uxo no fundo do poço (PWF).

Válvulas de pressão fechadas Válvula de orifício

Gás PE

PWF

Óleo Água

Representação das pressões estática (PE) e uxo no fundo (PWF)

RESERVADO


Em testes de curta duração (nos quais o volume de uidos produzidos é desprezível quando comparado com o volume total de uidos no reservatório), a pressão estática obtida no período de crescimento de pressão coincide com a pressão estática original do reservatório. Em testes de longa duração ou testes em reservatórios depletados, nos quais as pressões nos limites externos dos reservatórios já tenham sido afetadas, a análise do crescimento de pressão levará à pressão média atual. 2.4.2. Pressão de saturação Em um reservatório de petróleo, a pressão de saturação é a pressão na qual há o inicio de liberação do gás contido no óleo dentro do reservatório. Para entender o signicado da pressão de saturação, é preciso introduzir alguns conceitos termodinâmicos relacionados aos diagramas de fases. R

P R 1

2

C

100% 75%

o ã s s e r P

P S

S

25%

0%

T S

Temperatura

T R

Reservatório de óleo

RESERVADO

69

Alta Competência

Considerando a ilustração anterior, a pressão de bolha (Pb), representada pelo ponto 2, é a pressão onde se forma a primeira bolha de gás no reservatório de óleo. A partir dessa pressão, à medida que a pressão do reservatório diminui, o gás que está dissolvido no óleo começa a ser liberado dentro do reservatório, formando uma mistura bifásica. O comportamento do uido que permanece no reservatório é representado por uma linha vertical correspondente à temperatura do reservatório (TR). A pressão vai caindo continuamente até as condições de abandono, quando ocorre a suspensão da produção. Em reservatórios de gás, tem-se a pressão de orvalho (Po), que corresponde ao momento quando a fração líquida começa a ser vaporizada, com a diminuição da pressão. Portanto, em um reservatório com gás que diminui progressivamente sua pressão com a produção, a partir da pressão de orvalho as frações líquidas começam progressivamente a se vaporizar.

70

2.5. Indicadores de produção Estabelecer índices e/ou indicadores para mensuração de processos é essencial para se denir estratégias e tomar decisões. No processo de produção de petróleo não é diferente, sendo importante esses indicadores no processo de histórico da produção. O histórico de produção é importante para o acompanhamento do reservatório e para se vericar o acerto das decisões tomadas na escolha da maneira para desenvolvê-lo. Sua maior importância, entretanto, é que a análise do histórico fornece os melhores subsídios para a previsão do comportamento futuro do reservatório. 2.5.1. Índice de produtividade (IP) O índice de produtividade (IP) é uma medida da capacidade de uxo de um poço de produção e é função da vazão de líquidos utilizada nos testes de produção, da pressão estática (ou média) do reservatório e da pressão de uxo no fundo do poço. Quando chega à superfície, o uido produzido pelo teste passa por equipamentos reguladores de uxo, que podem ser xos ou ajustáveis. As vazões e as pressões na cabeça do poço são controladas pela restrição imposta ao uxo.

RESERVADO


Portanto, a vazão do teste, por si só, não caracteriza a capacidade de uxo, sendo isto feito pelo índice de produtividade (IP):

P

q 

Pe



Pw f

Onde: q = vazão de líquidos; PE = pressão estática (ou média) do reservatório; PWF = pressão de uxo no fundo do poço. O valor do índice de produtividade (IP) é determinado na prática efetuando-se um teste de produção com vazão constante medindo-se a correspondente pressão de uxo no fundo do poço (PWF). Terminado o teste, o poço é fechado e após estabilização mede-se o valor da pressão estática (PE). Com os valores das pressões e da vazão, calculase o valor do índice de produtividade (IP) . Devido à variação lenta da pressão do reservatório com o tempo, pode-se armar que, para um determinado período de tempo e para pressões de uxo no fundo do poço maiores do que a pressão de saturação, o índice de produtividade permanece constante. Sendo assim, quanto maior for o diferencial de pressão sobre o meio poroso, maior será a vazão de líquido que se desloca para o poço. A máxima vazão que poderia ser obtida ocorreria quando a pressão de uxo no fundo fosse igual a zero (PWF = 0). Entretanto, tal hipótese é impraticável em poços surgentes uma vez que é necessária uma pressão mínima para que o uido da formação atinja os equipamentos de separação na superfície.

RESERVADO

71

Alta Competência

2.5.2. RGO, RAO, RGL e BSW Existem algumas relações dentro da engenharia de petróleo que são utilizadas como indicadores, tanto de características, como de estágios da vida produtiva dos reservatórios. Os mais utilizados são:

72

•

RGO - razão gás-óleo;

•

RAO - razão água-óleo;

•

RGL - razão gás-líquido e;

•

BSW (do inglês basic sediments and water ).

IMPORTANTE!

O índice de produtividade (IP) pode ser utilizado para estimar a vazão do poço para diferentes pressões de uxo, correspondentes a diferentes aberturas nos reguladores de uxo. A razão gás-óleo – RGO é a relação entre a vazão de gás e a vazão de óleo, ambas medidas nas condições padrão em superfície. Uma razão gás-óleo elevada poderia ser o indicador de que o reservatório está bastante depletado, ou que, por exemplo, a fração de componentes mais voláteis na mistura líquida do reservatório é elevada.

RGO

vazão total de gás 

vazão de óleo

(em condições padrão → P = 1 atm e 20 ºC)

RESERVADO


A razão água-óleo - RAO é a relação entre a vazão de água e a vazão de óleo, ambas medidas nas condições padrão em superfície. Uma razão água-óleo igual a zero signica que, na época de medição, a saturação de água na zona de onde está saindo a mistura de hidrocarbonetos é igual ou menor que o valor da saturação de água irredutível.

RAO =

vazão de água vazão de óleo

(em condições padrão → P = 1 atm e 20 ºC) A razão gás-líquido - RGL é a relação entre a vazão total de gás e a vazão total de líquidos (volume total de óleo + volume total de água), ambas medidas nas condições padrão em superfície.

RGL



vazão total de gas vazão total de líquidos

(em condições padrão → P = 1 atm e 20 ºC) O BSW é o quociente entre a vazão de água mais os sedimentos que estão sendo produzidos e a vazão total de líquidos e sedimentos, medidos também nas condições padrão em superfície.

BSW 

volume de água  se dimentos volume total de liquidos se dimentos

(em condições padrão → P = 1 atm e 20 ºC)

RESERVADO

73

Alta Competência

2.6. Mecanismos de produção de reservatório Os uidos contidos em uma rocha-reservatório devem dispor de certa quantidade de energia para que possam ser produzidos. Essa energia, que recebe o nome de energia natural ou primária, é o resultado de todas as situações e circunstâncias geológicas pelas quais a jazida passou até se formar completamente. Para conseguir vencer toda a resistência oferecida pelos canais porosos, com suas tortuosidades e estrangulamentos, e se deslocar para os poços de produção, é necessário que os uidos estejam submetidos a certa pressão, que é a manifestação mais sensível da energia do reservatório. Para que haja produção, é necessário que outro material venha a preencher o espaço poroso ocupado pelos uidos produzidos.

74 De um modo geral, a produção ocorre devido a dois efeitos principais: • A descompressão (que causa a expansão dos uidos contidos no reservatório e contração do volume poroso); • O deslocamento de um uido por outro uido (por exemplo, a invasão da zona de óleo por um aqüífero). Ao conjunto de fatores que fazem desencadear esses efeitos dá-se o nome de mecanismo de produção de reservatório. São três os principais mecanismos de produção de reservatórios: • Mecanismo de gás em solução; • Mecanismo de capa de gás; • Mecanismo de inuxo de água.

RESERVADO


Os dois primeiros são mecanismos exclusivamente de reservatório de óleo, enquanto que o mecanismo de inuxo de água pode ocorrer também em um reservatório de gás. Além disso, podem ocorrer situações em que mais de um mecanismo atue simultaneamente no mesmo reservatório, sem que um predomine sobre o outro. Nesse caso, diz-se que existe um mecanismo combinado. IMPORTANTE!

Dependendo do tipo de mecanismo de produção de reservatório, é possível realizar estimativa de reservas de poços individuais antes que ocorra declínio da produção. Essa estimativa, conhecida como análise de tendência de desempenho, tem como base indicadores de desempenho como, por exemplo, razão água/óleo (RAO), razão gás/óleo (RGO), pressão de fundo de poço, entre outros, a depender do tipo de reservatório e o(s) mecanismo(s) de produção envolvidos. 2.6.1. Mecanismos de gás em solução Supondo uma acumulação de hidrocarbonetos líquidos em uma estrutura isolada, semelhante à mostrada na ilustração a seguir, vê-se que o reservatório não está associado a grandes massas de água ou de gás natural livre. Os limites do reservatório não permitem uxos em qualquer sentido, impedindo a penetração de uidos que possam expulsar a mistura de hidrocarbonetos para fora da estrutura.

RESERVADO

75

Alta Competência

Mistura líquida “óleo”

Reservatório com mecanismo de gás em solução

76

Em um reservatório com essas características, onde não existe a possibilidade de interferência do ambiente externo, toda a energia disponível para a produção se encontra armazenada no próprio líquido. À medida que o óleo vai sendo produzido, a pressão interna do reservatório vai se reduzindo e, como conseqüência, os uidos lá contidos se expandem. Pode-se dizer que a produção ocorre porque não há espaço suciente para conter o volume do uido expandido. A energia gerada pela expansão do óleo é que expulsa o óleo do reservatório através dos poços. Este processo de produção persiste até a pressão se reduzir a certo valor, chamado de pressão de saturação. A partir desse ponto, as reduções de pressão provocam a vaporização das frações mais leves da mistura. Como resultado, o reservatório passa a ter uma parte dos seus hidrocarbonetos no estado líquido e uma parte no estado gasoso. Neste ponto é que, efetivamente, começa a atuar o mecanismo de gás em solução que se processa do seguinte modo: • A produção de uido provoca redução na pressão, que por sua vez, além de proporcionar a vaporização de mais componentes leves, acarreta a expansão dos uidos;

RESERVADO


• A produção passa a ser o resultado da expansão do gás que inicialmente estava dissolvido e que vai saindo de solução. Quanto mais a pressão cai, mais o gás se expande e mais líquido é deslocado; • O processo seria perfeito se a partir de um certo instante o gás não começasse a uir no meio poroso e a ser produzido juntamente com o óleo. Um aspecto negativo deste mecanismo é que o gás começa a uir muito cedo. Ao ser produzido em grandes quantidades, o gás leva consigo a energia do reservatório fazendo com que a pressão decline rápida e continuamente. Esta é uma característica marcante dos reservatórios que produzem sob esse mecanismo. Outro aspecto negativo desse mecanismo são as baixas recuperações de petróleo. A energia se esgota rapidamente, fazendo com que as vazões de produção caiam para valores anti-econômicos muito cedo. As principais características do reservatório com mecanismo de gás em solução são: •

Pressão do reservatório declina rápida e continuamente;

•

RGO cresce rapidamente;

•

Fator de recuperação de 5 a 30%;

•

Recuperação nal independe da vazão;

•

Pouca ou nenhuma produção de água;

•

Requer elevação articial prematuramente.

RESERVADO

77

Alta Competência

2.6.2. Mecanismos de capa de gás A ilustração, a seguir, representa um mecanismo de capa de gás. Observe que o gás se acumula na parte superior da estrutura, assim denominada de capa de gás.

X

Capas de Gás

78

X

Gás

Zona de “Óleo”

Reservatório com mecanismo de capa de gás

Este mecanismo funciona do seguinte modo: 1. A zona de óleo é colocada em produção, o que acarreta uma redução na sua pressão devido à retirada de uido. 2. Essa queda de pressão se transmite para a capa de gás que se expande penetrando gradativamente na zona de óleo. 3. Ao mesmo tempo em que mantém elevada a pressão nessa zona, o gás vai ocupando espaços que anteriormente eram ocupados pelo óleo. Nesse tipo de reservatório, inicialmente, só a zona de líquido deve ser colocada em produção. Deve-se preservar a zona de gás, uma vez que a mesma é principal fonte de energia para a produção dos uidos da zona de óleo. Os poços, se possível, não devem atingir a capa de gás e a operação de canhoneio deve ser feita na base da estrutura.

RESERVADO


IMPORTANTE!

O tamanho relativo da capa de gás é da maior importância para o desempenho do mecanismo. Quanto maior for o volume de gás da capa, quando comparado com o volume da zona de óleo, maior pode ser a atuação da capa, que se traduz principalmente pela manutenção da pressão em níveis altos durante um tempo maior. O fator de recuperação de um campo depende, entre outros aspectos, de seu mecanismo de produção. Pode-se esperar, para campos que tenham um mecanismo de capa de gás, fatores de recuperação entre 20% a 40% do óleo originalmente existente na formação. As principais características do reservatório com mecanismo de capa de gás são: • Pressão decresce contínua e lentamente; • RGO aumenta continuamente nos poços no alto da estrutura; • Poços surgentes por longo tempo; • Fator de recuperação de 20% a 40%; • Pouca ou nenhuma produção de água; • Recuperação pode ser inuenciada pela vazão de produção. 2.6.3. Mecanismo de influxo de água A ocorrência do mecanismo de influxo de água se dá a partir da formação portadora de hidrocarbonetos, óleo ou gás, em contato direto com uma grande acumulação de água que sob certos aspectos atuam como um só corpo de rocha. Esses aqüíferos encontram-se subjacentes ou ligados lateralmente ao reservatório.

RESERVADO

79

Alta Competência

Para a atuação desse mecanismo, é preciso que as alterações das condições do reservatório causem alterações no aqüífero e vice-versa. Essas inuências do reservatório sobre o aqüífero e do aqüífero sobre o reservatório só ocorrem se os dois estiverem intimamente ligados. A ilustração, a seguir, apresenta esquematicamente um reservatório de óleo com um aqüífero na sua parte inferior, ou seja, subjacente à zona portadora de óleo encontra-se um corpo de rocha porosa e permeável de grandes dimensões, saturada com água.

Zona de “Óleo”

80

Aquífero água Reservatório com mecanismo de inuxo de água

A redução da pressão do reservatório, causada pela produção de hidrocarbonetos, se manifesta no aqüífero após certo tempo. A resposta do aqüífero a essa queda de pressão se dá através da expansão da água contida nele e da redução de seu volume poroso. A expansão da água, juntamente com a redução dos poros, resulta numa invasão da zona de óleo pelo volume de água excedente do aqüífero. Essa invasão, que recebe o nome de inuxo de água, além de manter a pressão elevada na zona de óleo, desloca este uido para os poços de produção. Este processo é contínuo, ou seja, a queda de pressão na zona de óleo causada pela produção desse uido se transmite para o aqüífero, que responde com uma nova invasão de água na zona de óleo, acarretando a produção de mais óleo e assim por diante.

RESERVADO


Neste tipo de mecanismo, a recuperação normalmente é alta, cerca de 30% a 50% do óleo originalmente existente, devido principalmente ao fato da pressão permanecer alta durante mais tempo. Nos campos com esse tipo de mecanismo os poços são, normalmente, canhoneados no topo da estrutura. As principais características do reservatório com mecanismo de inuxo de água são: • Boa manutenção de pressão; • RGO permanece constante; • Poços surgentes até que a produção de água se torne excessiva;

81

• Fator de recuperação de 30% a 50%; • Produção de água começa cedo e cresce até valores bem elevados; • Recuperação nal e normalmente inuenciada pela vazão; • Recomenda-se canhonear os poços no topo da estrutura. 2.6.4. Mecanismo combinado Um reservatório de petróleo pode produzir devido ao efeito de mais de um mecanismo sem que um exerça maior inuência que o outro. Nesta situação, diz-se que a produção é o resultado de um mecanismo combinado. O comportamento desse reservatório apresenta características de mecanismos diferentes de modo que não se pode enquadrá-lo em um ou outro tipo. Na ilustração a seguir um esquema representativo de um reservatório sujeito a um mecanismo combinado.

RESERVADO

Alta Competência

X

X

Capa de Gás

Zona de “Óleo” Aquífero

Reservatório com mecanismo combinado

2.7. Métodos de recuperação suplementar

82

Toda gota de petróleo é bem-vinda, principalmente quando os preços do barril passam a justicar investimentos. Nesse sentido, tornase interessante investir na revitalização de campos considerados maduros, ou seja, recuperar a produção de poços já explorados e de pouca reserva de óleo, prolongando a vida útil dessas unidades. Os avanços técnicos na modelagem geológica e na perfuração permitem que seja retomada a intervenção em poços fechados devolvendo viabilidade à produção por meio de: • Recuperação terciária de petróleo; • Estimulação, recompletação, tratamentos e perlagem dos poços; • Aplicação de técnicas relacionadas à elevação do óleo, seu escoamento em superfície e tratamento. Todo reservatório de petróleo está associado a uma quantidade de energia que depende das suas dimensões, do ambiente geológico no qual está inserido, da natureza e das quantidades dos uidos nele contido. Qualquer que seja a natureza do mecanismo do reservatório, o processo de produção é sempre decorrente da utilização gradual da energia associada a ele. A redução da energia é causada pela própria redução da massa de hidrocarbonetos existente nos poros das rochas e pelas perdas ocasionadas das chamadas resistências viscosas, que são esforços que se opõem ao deslocamento do uido através do meio poroso. RESERVADO


Os reservatórios, cujos mecanismos naturais são pouco ecientes e retêm grandes quantidades de hidrocarbonetos, após a exaustão da sua própria energia, são fortes candidatos a processos que visam à obtenção de uma recuperação adicional. Esses processos são chamados de métodos de recuperação suplementar. A aplicação de um processo de recuperação suplementar é muito mais ampla que a simples intervenção em alguns poços, ou seja, a área de atuação é todo o reservatório, independente da simplicidade ou complexidade do método que está sendo utilizado. Alguns métodos de revitalização que ajudam no aumento da recuperação de hidrocarbonetos em um campo de petróleo são: • Injeção de água e/ou gás;

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• Métodos especiais – térmicos, miscíveis e químicos. 2.7.1. Injeção de água e/ou gás Baseadas na idéia de que as baixas recuperações eram resultados de baixas pressões nos reservatórios, as primeiras experiências buscavam fornecer pressão ao reservatório por meio da injeção de um uido cuja nalidade era deslocar o uido residente no meio poroso e ocupar o espaço deixado pelo mesmo. Ao se injetar um uido em um reservatório com o objetivo de empurrar o óleo para fora dos poros da rocha, isto é, buscando-se um comportamento puramente mecânico (tipo um pistão), tem-se um processo classicado como método convencional de recuperação. Esse comportamento "mecânico", isto é, sem qualquer interação de natureza química ou termodinâmica entre os uidos entre si ou entre os uidos e a rocha, é o que se espera obter ao se injetar água ou ao se submeter o reservatório a um processo convencional de injeção de gás. Em outras palavras, não se espera que os uidos se misturem entre si ou interram na rocha-reservatório. Nos processos convencionais de recuperação, utilizam-se a água e o gás natural como uidos de injeção.

RESERVADO

Alta Competência

A água de injeção pode ter quatro origens diferentes: • Água subterrânea, coletada em mananciais de subsuperfície por meio de poços perfurados para este m; • Água de superfície, coletada em rios, lagos etc. • Água do mar; • Água produzida, isto é, a água que vem associada à produção de petróleo. Normalmente, a água, antes de ser injetada deve ser submetida a um tratamento, de modo a torná-la mais compatível à rocha reservatório, aos uidos existentes na mesma e à coluna de produção.

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Zona de “Óleo”

água Reservatório com injeção de água na base da estrutura

Nos projetos de injeção de gás natural, este pode ser injetado com a mesma composição com a qual é produzido ou após ser submetido a um processo de retirada dos seus componentes mais pesados, quando passa a ser chamado de gás pobre ou gás seco. Esses componentes mais pesados são separados devido ao seu maior valor comercial.

RESERVADO


Gás Zona de “Óleo”

Reservatório com injeção de gás no alto da estrutura

Dentro da tecnologia dos métodos convencionais de recuperação existe uma grande diversidade na maneira de se executar a injeção de um uido. A opção por um dos diversos sistemas deve ser pautada pela observância de diversos aspectos determinantes da sua viabilidade técnica e econômica. 2.7.2. Métodos especiais de recuperação Como nem sempre o aspecto mais crítico do uxo dos uidos nos meios porosos é a baixa pressão, a simples injeção de uidos para deslocar outros uidos nem sempre resulta em sucesso. As baixas recuperações resultantes de um processo convencional de injeção de uidos podem ser creditadas, basicamente, a dois aspectos principais: alta viscosidade do óleo do reservatório e elevadas tensões de natureza eletroquímica (chamadas tensões interfaciais) entre o uido injetado e o óleo e a rocha, responsável pela retenção de óleo nos poros da rocha (altas saturações de óleo residual). Esses dois aspectos denem os pontos principais da eciência de um método especial de recuperação. Os métodos especiais se agrupam em três categorias, de acordo com a natureza e o objetivo do processo. São eles: os métodos térmicos, os métodos miscíveis e os métodos químicos. O objetivo principal dos métodos térmicos é a redução da viscosidade do óleo através do aquecimento do reservatório. Dentre as várias formas de aquecimento, o modo mais conhecido é a injeção de vapor.

RESERVADO

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Alta Competência

Os métodos químicos, com exceção da injeção de polímeros, também tratam da viscosidade dos uidos e, juntamente com os métodos miscíveis, atuam nas citadas tensões interfaciais. Existem ainda outros processos que têm sido pesquisados mais recentemente e que não se enquadram em nenhuma das três categorias citadas. É o caso da recuperação microbiológica ou ainda a que usa ondas eletromagnéticas. É interessante lembrar que a classicação aqui citada não é única e que existem alguns processos que poderiam estar incluídos em uma ou outra categoria.

2.8. Efeitos e ocorrências em reservatórios

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A produção de petróleo produz efeitos e ocorrências que devem ser tratadas ao longo do projeto de exploração de campos petrolíferos. Esses efeitos e ocorrências produzem alterações no perl de produção do campo podendo, em alguns casos, até inviabilizá-lo comercialmente. Veremos agora alguns desses efeitos e ocorrências e suas características básicas. 2.8.1. Produção de areia A produção de areia em poços é alvo de constantes estudos da Petrobras. Um dos maiores desaos na exploração comercial de acumulações de óleos pesados, que representam a maior parte do óleo explorado pela Petrobras no Brasil, é o controle da produção de areia em poços de grande extensão, na etapa da elevação da produção até a superfície. A produção de partículas durante a produção de uídos de uma rocha reservatório é designada por produção de areia. A produção de areia ou produção de sólidos, referenciada normalmente a arenitos inconsolidados (ditos também friáveis), engloba, além desses materiais, rochas como calcário e arenitos de resistência média a elevada, também suscetíveis a esse fenômeno. Os principais problemas encontrados na produção de areia são:

RESERVADO


• Deposição de areia no interior do poço, encobrindo os canhoneados, ou formação de “ bridge” na coluna de produção, reduzindo ou até mesmo causando a interrupção do uxo; • Erosão de equipamentos de superfície (linhas, chokes / bean, etc.) e de subsuperfície (DHSV, mandris de gás lift , bean etc.); • Acumulação de areia nos equipamentos de superfície; criação de grandes vazios por trás do revestimento, onde desmoronamentos poderão causar redução drástica da permeabilidade nas imediações do poço ou colapso do próprio revestimento. A condição primordial para a identicação de formações friáveis é a denição de seu modelo de deposição geológico. Este conhecimento auxiliará posteriormente na escolha da melhor técnica de contenção de areia a ser adotada para o reservatório em análise.

87 A “friabilidade ” de um arenito está diretamente relacionada às forças de compactação, ao tipo de cimentação e a dissolução dos grãos nos pontos de contato. A cimentação é o fator preponderante na determinação da consolidação de um arenito (daí o termo arenitos inconsolidados). Os agentes cimentantes mais comuns são o quartzo, a calcita (carbonato de cálcio) e a dolomita (carbonato de magnésio). Considerando que esses agentes cimentantes reduzem a porosidade e a permeabilidade pelo preenchimento dos poros da rocha, pode-se deduzir que formações connadas em ambientes com baixa geração de minerais cimentantes, comumente resultarão em reservatórios de alta permeabilidade. Em função disso, se esses reservatórios, por um lado, possuem grande potencial para produção de óleo e gás, também o tem para a produção de areia. Diante da necessidade de se minimizar a níveis toleráveis a produção de areia, um mecanismo de controle deverá ser utilizado. Esses mecanismos atuam diretamente nos parâmetros de produção do poço ou diretamente na produção de areia. O controle feito sobre os parâmetros de produção consiste em manipular o drawdown (diferença entre a pressão no poço e a pressão no reservatório) e a taxa de produção. O segundo tipo de controle é efetuado por técnicas como:

RESERVADO

Alta Competência

•

Gravel packing;

• Consolidação química; • Pré–consolidação da formação; • Seleção das perfurações; •

Frac-pack .

Dessas técnicas, provavelmente a mais utilizada é o gravel packing, que consiste na utilização de um ltro sólido granular para impedir a produção de grãos na formação.

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A consolidação química promove um aumento na resistência da formação pela injeção de resina. Todavia, leva a uma redução da permeabilidade da formação e, conseqüentemente, uma redução da produção do poço. O frac-pack é uma técnica adequada para reservatórios onde a taxa de produção de óleo é elevada, cuja convergência do uxo radial pode se tornar um agravante para a produção de sólidos. O método consiste na criação de uma pequena fratura condutora, cuja função é transformar o uxo radial em uxo linear através do poço, reduzindo o gradiente de pressão. 2.8.2. Fingering e cone d’água O aparecimento de água é normal após certo de tempo de produção em um reservatório com inuxo de água ou que esteja submetido ao método de recuperação suplementar por injeção de água. Quando há a variação de permeabilidade horizontal ao longo do intervalo produtor, esse problema se torna mais complexo devido ao avanço diferencial da água, conhecido como fingering, conforme apresentado na ilustração a seguir.

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Fingering

Reservatório com óleo Cone de água

Reservatório com água

Exemplo de formação de cone de água e fingering

O cone de água é um movimento essencialmente vertical da água na formação. Não ultrapassa barreiras pouco permeáveis e ocorre normalmente em pequenas distâncias. Tanto o cone de água quanto o fingering são fenômenos altamente agravados pela produção com elevada vazão. Quando a elevada razão água-óleo não é em razão desses dois fenômenos, pode-se suspeitar ou de dano no revestimento ou de fraturas mal direcionadas na formação. 2.8.3. Danos à formação As condições de uxo na vizinhança do poço podem estar alteradas por diversas razões. Por exemplo, a invasão de ltrado do uido de perfuração na formação pode concorrer para que a permeabilidade na zona invadida seja menor que a original. O dano se comporta como uma perda de carga localizada na parede do poço e contribui para que a produtividade seja reduzida. A queda de pressão adicional devido ao dano depende da sua severidade e da vazão do poço. Basicamente, o dano de formação ocorre devido a um dos seguintes fatores: • Redução da permeabilidade absoluta da formação, causada pelo tamponamento dos canais de uxo por sólidos em suspensão ou inchamento de argilas; • Redução da permeabilidade relativa ao óleo, por causa do aumento da saturação de água ou gás;

RESERVADO

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• Aumento da viscosidade do óleo por paranação, formação de emulsões etc.

Representação de dano de formação

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Na ilustração anterior, k representa a permeabilidade do reservatório, ka a permeabilidade da região alterada, rw o raio do poço e ra raio de dano na formação. Fatores mecânicos ou mesmo geológicos, tais como penetração parcial da zona produtora, canhoneio indevido, uxo turbulento, redução da espessura permeável ou quaisquer outras anomalias que impliquem em redução da produtividade, são também normalmente classicados como dano de formação (dano positivo). Muitas vezes, as causas do dano de formação não se tornam conhecidas, mas seus efeitos são evidenciados através de testes realizados nos poços. Pode também ocorrer da condição de uxo na região alterada ser melhor que a original, resutando na melhoria da produtividade. Neste caso, diz-se que o poço está estimulado (dano negativo). A identicação e a quanticação do dano são importantes para se decidir sobre a necessidade e a viabilidade de se estimular o poço, pois são operações que normalmente envolvem altos investimentos.

RESERVADO


2.9. Exercícios 1) Assinale com X a armativa correta: Porosidade é: ( ) Propriedade que indica magnitude do volume poroso em uma rocha. ( ) Percentual do volume poroso ocupado por um determinado uido. ( ) Percentual de argila contida numa rocha. ( ) Propriedade que mede a capacidade da rocha de se deixar atravessar por uidos. ( ) Quociente entre a variação fracional de volume e a variação de pressão. 2) Assinale a única alternativa falsa no que diz respeito ao conceito de permeabilidade. Justique sua escolha. ( ) Dene-se permeabilidade como sendo a medida da capacidade de uma rocha em permitir o uxo de uidos. ( ) Para se constituir em um bom reservatório, uma rocha deve ter essencialmente permeabilidade, não necessitando apresentar porosidade. ( ) Em linhas gerais, os reservatórios cuja permeabilidade se apresenta no intervalo de 1 – 10 mD são considerados de baixa permeabilidade. ( ) A permeabilidade tem por símbolo a letra “k”, e a sua unidade de medida mais utilizada é o Darcy (D). Como o Darcy (D) é uma unidade muito grande, usa-se mais comumente o submúltiplo “milidarcy”, cujo símbolo é “mD”. ( ) Quanto mais cheios de estrangulamentos, estreitos e tortuosos forem os canais porosos, maior será o grau de diculdade para os uidos se moverem no seu interior.

RESERVADO

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Alta Competência

3) Relacione a primeira coluna de acordo com os conceitos da segunda. Propriedades

Conceitos ( ) É a propriedade que mede a composição e distribuição de compostos argilosos no interior de uma rocha. A presença de argilas implica em importantes alterações nas características das rochasreservatórios, daí a importância dessa propriedade. ( ) É a medida da capacidade de uma rocha em permitir o fluxo de fluidos.

( a ) Compressibilidade

( ) É a propriedade que mede e estuda os efeitos da variação fracional do volume com a variação da pressão. Em geral, a compressibilidade da formação é bastante pequena, da ordem de 10 -6 atm-1.

( b ) Permeabilidade

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( c ) Argilosidade ( d ) Mobilidade

( ) É a propriedade que mede a relação entre a permeabilidade relativa de um uido e a sua viscosidade, isto é, fornece uma medida do quão móvel é o uido dentro do reservatório. Em linhas gerais, quanto maior a saturação de um uido dentro de um reservatório, maior é a sua permeabilidade relativa e, por conseguinte, a sua mobilidade dentro do reservatório.

RESERVADO


4) Assinale V para as alternativas verdadeiras e F para as alternativas falsas no que diz respeito aos reservatórios. ( ) Dependendo da composição e das condições de pressão e temperatura, uma acumulação de petróleo pode se apresentar totalmente líquida, totalmente gasosa ou ainda com uma parte líquida e uma parte gasosa em equilíbrio. ( ) De uma maneira simplicada, as acumulações podem ser separadas em reservatórios de óleo e reservatórios de gás, caso a sua temperatura seja menor ou maior que a temperatura crítica da mistura. ( ) A classicação, de certa forma, vai estar condicionada à temperatura que a mistura estará sujeita nos equipamentos de separação na superfície. ( ) Chama-se reservatório de gás a jazida de petróleo que contém uma mistura de hidrocarbonetos que se encontra no estado gasoso nas condições de reservatório. ( ) É bastante comum chamar de reservatório de óleo as formações portadoras de misturas líquidas. 5) Responda os itens a seguir. a) O que são as pressões representativas de um reservatório? Quais são elas? ____________________________________________________________ ____________________________________________________________ ______________________________________________________________

b) A pressão estática do reservatório corresponde a que tipo de pressão? ______________________________________________________________

c) Como se pode determinar a pressão estática de um reservatório? ______________________________________________________________ ______________________________________________________________ ______________________________________________________________ ______________________________________________________________ ______________________________________________________________ ______________________________________________________________ _______________________________________________________________

RESERVADO

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Alta Competência

6) O que é o IP e como se determina o seu valor? _______________________________________________________________ _______________________________________________________________ _______________________________________________________________ _______________________________________________________________ _______________________________________________________________

7) Complete as lacunas no que diz respeito aos indicadores de produção. a) É a relação entre a vazão total de gás e a vazão total de líquidos (volume total de óleo + volume total de água), ambas medidas nas condições padrão em superfície.______ b) É a relação entre a vazão de gás e a vazão de óleo, ambas medidas nas condições padrão em superfície. ______

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c) Quociente entre a vazão de água mais os sedimentos que estão sendo produzidos e a vazão total de líquidos e sedimentos, medidos também nas condições padrão em superfície. ______ d) É a relação entre a vazão de água e a vazão de óleo, ambas medidas nas condições padrão em superfície. ______ BSW

RAO

RGL

RGO

8) Assinale com um X o que será pedido a seguir. a) Dentre os mecanismos de produção de um reservatório de petróleo, assinale a que não corresponde a um desses mecanismos: ( ) Capa de água ( ) Gás em solução ( ) Capa de gás ( ) Inuxo de água

RESERVADO


b) Assinale a alternativa em que o mecanismo de produção do reservatório apresenta as características de boa manutenção de pressão, RGO permanecendo constante e um fator de recuperação de 30 a 50%. ( ) Gás em solução ( ) Inuxo de água ( ) Capa de gás ( ) Capa de água. 9) O que são métodos de recuperação suplementar? Diferencie os métodos convencionais dos métodos especiais, exemplicando cada um deles. _______________________________________________________________ _______________________________________________________________ _______________________________________________________________ _______________________________________________________________ _______________________________________________________________ _______________________________________________________________ _______________________________________________________________ ________________________________________________________________

RESERVADO

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Alta Competência

10) Assinale V para as alternativas verdadeiras e F para as alternativas falsas. ( ) De uma maneira geral, qualquer insumo de água pode ser utilizado no método de recuperação suplementar por injeção de água, desde que a água seja devidamente tratada de forma a se adequar à rocha reservatório e aos uidos existentes na mesma. ( ) Os métodos especiais de recuperação suplementar atuam em aspectos importantes como a viscosidade dos uidos no reservatório bem como as tensões de natureza eletroquímica, que inuenciam nas saturações residuais dos uidos. ( ) A consolidação química promove um aumento na resistência da formação pela injeção de resina, todavia leva a um aumento da permeabilidade da formação e conseqüentemente um aumento da produção do poço.

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( ) O dano se comporta como uma perda de carga localizada na parede do poço e contribui para que a produtividade do poço seja reduzida. ( ) A identicação e quanticação do dano são importantes para se decidir sobre a necessidade e a viabilidade de se estimular o poço, pois são operações que normalmente envolvem altos investimentos.

RESERVADO


2.10. Glossário Bean - nome dado a válvula de abertura regulável em campos terrestres. Bridge - tampão, tamponar, obliterar.

BSW - (Basic Sediments and Water ) - segundo denição da ANP, é a porcentagem de água e sedimentos em relação ao volume total do uido produzido. Calcita - mineral composto por carbonato de cálcio (CaCO3). Canhoneado - orifício resultante de um disparo de canhão com a nalidade de comunicar um poço revestido com o reservatório. Centipoise (cp) - centésimo do poise, unidade de medida de viscosidade igual a 1 dina-segundo/cm2. Depleção - redução de qualquer matéria armazenada no corpo. É quando se retira uido do reservatório e não se injeta uido suciente para manter a pressão original do reservatório. Dolomita ou dolomite - mineral de carbonato de cálcio e magnésio, muito abundante na natureza na forma de rochas dolomíticas, utilizado como fonte de magnésio e também na fabricação de materiais refratários. DHSV (Down Hole Safety Valve) - dispositivo de segurança de subsuperfície fabricado pela Baker Hughes. Fratura - superfície ao longo da qual ocorre a ruptura de uma rocha. Gas-lift - método de elevação articial do petróleo, assim como os diversos tipos de

bombeio. Consiste na injeção de gás sob pressão na coluna de produção por meio de válvulas situadas próximas ao intervalo produtor. O gás se mistura ao petróleo, diminuindo sua densidade média, fazendo com que a pressão do reservatório seja suciente para elevar o petróleo até a superfície. IP - Índice de Produtividade. LGN - líquido do gás natural. Mandril - dispositivo ou acessório instalado na coluna de produção para posicionamento de equipamentos ou conexão e desconexão da coluna. Poços surgentes - poços onde os uidos produzidos alcançam livremente a superfície por elevação natural, ou seja, sem que seja necessária a utilização de meios articiais. Polímeros - compostos formados pela aglomeração de inúmeras moléculas fundamentais.

RESERVADO

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Alta Competência

RAO - Razão Água-Óleo. RGL - Razão Gás-Líquido. Rocha-reservatório - rocha porosa com capacidade de armazenar líquidos e gases. RGO - Razão Gás-Óleo Temperatura crítica - temperatura acima da qual um gás real não pode ser liquefeito por compressão, mantendo-se à temperatura constante.

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RESERVADO


2.11. Bibliografia CALDERON, Agostinho. Apostila do Curso de Formação de Engenharia de Petróleo – Controle de Areia. Universidade Petrobras, Salvador – BA, 2006. Exploração e Produção. Espaço Conhecer Petrobras. Disponível em: . Acesso em: 24 abri 2008. GUIMARÃES, Marcus Moretzsohn. Sayd, Alexandre. Barros, Maria Eliana de. Apostila do curso de Noções de Reservatórios – UN-BC. Petrobras, 2002. MORETZSOHN, Marcus. Notas de aula – Noções de Geologia. Petrobras. ROSA, Adalberto José, Carvalho, Renato de Souza, Xavier, José Augusto Daniel. Engenharia de Reservatórios de Petróleo. Editora Interciência, Rio de Janeiro, 2006. SILVESTRE, Jose Roberto. Dissertação de mestrado. Análise numérica de poços de petróleo com relevância à produção de areia. Pontifícia Universidade Católica do rio de janeiro - PUC-RIO. Rio de Janeiro, 2004. THOMAS, José Eduardo. Fundamentos de Engenharia de Petróleo. Editora Interciência, Rio de Janeiro, 2001.

RESERVADO

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Alta Competência

2.12. Gabarito 1) Assinale com X a armativa correta: Porosidade é: ( X ) Propriedade que indica magnitude do volume poroso em uma rocha. (

) Percentual do volume poroso ocupado por um determinado uido.

(

) Percentual de argila contida numa rocha.

(

) Propriedade que mede a capacidade da rocha de se deixar atravessar por uidos.

(

) Quociente entre a variação fracional de volume e a variação de pressão.

2) Assinale a única alternativa falsa no que diz respeito ao conceito de permeabilidade. Justique sua escolha.

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( ) Dene-se permeabilidade como sendo a medida da capacidade de uma rocha em permitir o uxo de uidos. ( X ) Para se constituir em um bom reservatório, uma rocha deve ter essencialmente permeabilidade, não necessitando apresentar porosidade. Justificativa: a porosidade é necessária, pois a movimentação no reservatório acontece com os fluidos passando sucessivamente por diversos poros até chegar aos poços produtores. ( ) Em linhas gerais, os reservatórios cuja permeabilidade se apresenta no intervalo de 1 – 10 mD são considerados de baixa permeabilidade. ( ) A permeabilidade tem por símbolo a letra “k”, e a sua unidade de medida mais utilizada é o Darcy (D). Como o Darcy (D) é uma unidade muito grande, usa-se mais comumente o submúltiplo “milidarcy”, cujo símbolo é “mD”. ( ) Quanto mais cheios de estrangulamentos, estreitos e tortuosos forem os canais porosos, maior será o grau de diculdade para os uidos se moverem no seu interior.

RESERVADO


3) Relacione a primeira coluna de acordo com os conceitos da segunda. Propriedades (c)

(b)

É a medida da capacidade de uma rocha em permitir o uxo de uidos.

(a)

É a propriedade que mede e estuda os efeitos da variação fracional do volume com a variação da pressão. Em geral, a compressibilidade da formação é bastante pequena, da ordem de 10-6 atm-1.

(d)

É a propriedade que mede a relação entre a permeabilidade relativa de um uido e a sua viscosidade, isto é, fornece uma medida do quão móvel é o uido dentro do reservatório. Em linhas gerais, quanto maior a saturação de um uido dentro de um reservatório, maior é a sua permeabilidade relativa e, por conseguinte, a sua mobilidade dentro do reservatório.

( a ) Compressibilidade ( b ) Permeabilidade ( c ) Argilosidade ( d ) Mobilidade

Conceitos É a propriedade que mede a composição e distribuição de compostos argilosos no interior de uma rocha. A presença de argilas implica em importantes alterações nas características das rochas-reservatórios, daí a importância dessa propriedade.

4) Assinale V para as alternativas verdadeiras e F para as alternativas falsas no que diz respeito aos reservatórios. ( V ) Dependendo da composição e das condições de pressão e temperatura, uma acumulação de petróleo pode se apresentar totalmente líquida, totalmente gasosa ou ainda com uma parte líquida e uma parte gasosa em equilíbrio. ( V ) De uma maneira simplicada, as acumulações podem ser separadas em reservatórios de óleo e reservatórios de gás, caso a sua temperatura seja menor ou maior que a temperatura crítica da mistura. ( F ) A classicação, de certa forma, vai estar condicionada à temperatura que a mistura estará sujeita nos equipamentos de separação na superfície. Justificativa: à temperatura e à pressão. ( V ) Chama-se reservatório de gás a jazida de petróleo que contém uma mistura de hidrocarbonetos que se encontra no estado gasoso nas condições de reservatório. ( V ) É bastante comum chamar de reservatório de óleo as formações portadoras de misturas líquidas. 5) Responda os itens a seguir. a) O que são as pressões representativas de um reservatório? Quais são elas? São variáveis que auxiliam na definição de estratégias, cenário de operação e recuperação de cada campo de petróleo. As pressões representativas utilizadas nessas definições são: pressão estática e pressão de saturação.

RESERVADO

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Alta Competência

b) A pressão estática do reservatório corresponde a que tipo de pressão? À pressão que os fluidos do reservatório estão confinados dentro dos poros da rocha. c) Como se pode determinar a pressão estática de um reservatório? A pressão estática geralmente é determinada em testes de crescimento de pressão. Quando o poço está em regime de fluxo constante q, há um diferencial de pressão no fundo do poço dado por Pestática – Pfluxo no fundo. Ao se fechar o poço, o fluxo na coluna de produção cessa e o diferencial de pressão entre a formação e o fundo do poço (Pestática – Pfluxo no fundo) tende a zero, determinando-se, portanto, a pressão estática. 6) O que é o IP e como se determina o seu valor? O índice de produtividade (IP) é uma medida da capacidade de fluxo de um poço de produção e é função da vazão utilizada nos testes de produção, da pressão estática (ou média) do reservatório e da pressão de fluxo no fundo do poço. O valor do IP é determinado na prática efetuando-se um teste de produção com vazão constante, medindo-se a correspondente pressão de fluxo no fundo do poço (PWF). 7) Complete as lacunas no que diz respeito aos indicadores de produção.

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a) É a relação entre a vazão total de gás e a vazão total de líquidos (volume total de óleo + volume total de água), ambas medidas nas condições padrão em superfície. RGL b) É a relação entre a vazão de gás e a vazão de óleo, ambas medidas nas condições padrão em superfície. RGO c) Quociente entre a vazão de água mais os sedimentos que estão sendo produzidos e a vazão total de líquidos e sedimentos, medidos também nas condições padrão em superfície. BSW d) É a relação entre a vazão de água e a vazão de óleo, ambas medidas nas condições padrão em superfície. RAO BSW

RAO

RGL

RGO

8) Assinale com um X o que será pedido a seguir. a) Dentre os mecanismos de produção de um reservatório de petróleo, assinale com a que não corresponde a um desses mecanismos: ( X ) Capa de água (

) Gás em solução

(

) Capa de gás

(

) Inuxo de água

RESERVADO


b) Assinale a alternativa em que o mecanismo de produção do reservatório apresenta as características de boa manutenção de pressão, RGO permanecendo constante e um fator de recuperação de 30 a 50%. (

) Gás em solução

( X ) Influxo de água (

) Capa de gás

(

) Capa de água.

9) O que são métodos de recuperação suplementar? Diferencie os métodos convencionais dos métodos especiais, exemplicando cada um deles. Métodos de recuperação suplementar são processos que visam à obtenção de uma recuperação adicional de hidrocarbonetos do reservatório. Os métodos podem ser divididos em convencionais e especiais. Os métodos convencionais são os mais utilizados na indústria de petróleo e exemplos desse tipo de método são a injeção de água e injeção de gás. Já os métodos especiais podem ser métodos térmicos, químicos e miscíveis e como exemplos poderiam ser citados a injeção de vapor, injeção de polímeros, injeção de CO2. 10) Assinale V para as alternativas verdadeiras e F para as alternativas falsas. ( V ) De uma maneira geral, qualquer insumo de água pode ser utilizado no método de recuperação suplementar por injeção de água, desde que a água seja devidamente tratada de forma a se adequar à rocha reservatório e aos uidos existentes na mesma. ( V ) Os métodos especiais de recuperação suplementar atuam em aspectos importantes como a viscosidade dos uidos no reservatório bem como as tensões de natureza eletroquímica, que inuenciam nas saturações residuais dos uidos. ( F ) A consolidação química promove um aumento na resistência da formação pela injeção de resina, todavia leva a um aumento da permeabilidade da formação e conseqüentemente um aumento da produção do poço. Justificativa: a consolidação química promove um aumento na resistência da formação pela injeção de resina, todavia, leva a uma redução da permeabilidade da formação e, conseqüentemente, uma redução da produção do poço. ( V ) O dano se comporta como uma perda de carga localizada na parede do poço e contribui para que a produtividade do poço seja reduzida. ( V ) A identicação e quanticação do dano são importantes para se decidir sobre a necessidade e a viabilidade de se estimular o poço, pois são operações que normalmente envolvem altos investimentos.

RESERVADO

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Anotações

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Anotações

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105

Anotações

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Anotações

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107

Anotações

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Anotações

Anotações

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Anotações

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Anotações

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Anotações

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Anotações

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Noções de Geologia e Reservamento

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