Conceitos de Engenharia de Reservatório Rodrigo Iglesias Café com Ciência e Sapiência CEPAC - 04/09/2009 22/9/2009 Rodrigo Iglesias 1
Engenharia de reservatório: ramificação da engenharia de petróleo aplicada aos processos de exploração e produção de reservatórios de óleo e gás, visando maximizar a recuperação. Ferramentas de trabalho: Geologia de subsuperfície Matemática aplicada Físico-química das fases líquida e vapor do óleo, gás e água em um reservatório. (Fonte: Wikipedia) 22/9/2009 Rodrigo Iglesias 2
Propriedades da rocha/reservatório Porosidade Saturação Molhabilidade Pressão capilar Permeabilidade Permeabilidade relativa 22/9/2009 Rodrigo Iglesias 3
Porosidade (Φ) Permeabilidade 22/9/2009 Rodrigo Iglesias 4
Porosidade absoluta Porosidade efetiva (A porosidade efetiva é que de fato se utiliza em cálculos de engenharia de reservatório) ΔФ A porosidade geralmente apresenta variações mais significativas na vertical do que na horizontal ΔФ 22/9/2009 Rodrigo Iglesias 5
Saturação (S) Fração/percentagem do volume de poro ocupado por um fluído em particular (óleo/gás/água) 22/9/2009 Rodrigo Iglesias 6
Distribuição das fases de acordo com a densidade (água > óleo > gás): Entretanto, a água está presente também nas fases de óleo e gás (água conata), reduzida a uma saturação residual ou irredutível. 22/9/2009 Rodrigo Iglesias 7
Saturação crítica do óleo (S oc ): É a saturação mínima, abaixo da qual o óleo não flui através dos poros. Saturação residual de óleo (S rc ) É a saturação (quantidade) de óleo que permanece nos poros após o deslocamento. Saturação móvel de óleo (S om ) É a quantidade de óleo que pode ser removida dos poros (S wc = saturação de água conata) 22/9/2009 Rodrigo Iglesias 8
Saturação crítica de gás (S gc ): Com a diminuição da pressão no reservatório abaixo do ponto de bolha, o gás começa a despreender-se, aumentando a sua saturação até ponto em que começa a movimentar-se (saturação crítica) P P, S>S gc 22/9/2009 Rodrigo Iglesias 9
Molhabilidade É a tendência de um fluído de aderir à superfície de um sólido, em presença de outros fluídos imiscíveis. Esta tendência é medida de forma mais conveniente através do ângulo de contato (θ): Molhabilidade completa : θ 0 Não-molhabilidade completa : θ 180 22/9/2009 Rodrigo Iglesias 10
Importância a distribuição dos fluídos no reservatório é função da molhabilidade. Geralmente distingue-se: Fase molhante (aderida à rocha): usualmente é a fase aquosa Fase não-molhante: usualmente a fase orgânica (óleo e gás) Devido às forças atrativas, a fase molhante tende a ocupar os poros menores, enquanto a fase não-molhante ocupa os poros e canais mais abertos Fase molhante (aquosa) Fase não-molhante (óleo) (Atualmente, a molhabilidade é um dos grandes fenômenos não completamente compreendidos na indústria do petróleo) 22/9/2009 Rodrigo Iglesias 11
Pressão capilar É a diferença de pressão existente entre duas fases decorrente das tensões interfaciais. O deslocamento de fluídos nos poros de um meio poroso é auxiliado ou dificultado pela pressão capilar. Para manter um meio poroso parcialmente saturado com uma fase não-molhante, é necessário manter a pressão deste maior do que a da fase molhante. Esta diferença de pressão é a pressão capilar em um meio poroso: 22/9/2009 Rodrigo Iglesias 12
Em um sistema óleo-água: h = altura do capilar r = raio do capilar g = aceleração gravitacional θ = ângulo de contato ρ = densidades σ = tensão interfacial 22/9/2009 Rodrigo Iglesias 13
Medidas experimentais da pressão capilar: ar P c 22/9/2009 Rodrigo Iglesias 14
P c P c p d = pressão de deslocamento S wc = saturação crítica de água 22/9/2009 Rodrigo Iglesias 15
A partir da pressão capilar (a uma dada saturação), é possível determinar o tamanho médio dos poros: Histerese da pressão capilar: Drenagem: fluído não-molhante desloca fluído molhante Imbibição: fluído molhante desloca o não-molhante drenagem imbibição 22/9/2009 Rodrigo Iglesias 16
Permeabilidade (k) Capacidade da formação de transmitir fluídos. Definida por Henry Darcy (1856) Lei de Darcy: define a permeabilidade em medidas mensuráveis: Fluxo: v: velocidade aparente (cm/sec) k: constante de proporcionalidade = permeabilidade (Darcy) μ: viscosidade (cp, centipoise) dp/dl: variação de pressão com o deslocamento (atm/cm) q: taxa de fluxo (cm 3 /sec) A: aréa da seção por onde ocorre o fluxo (cm 2 ) 22/9/2009 Rodrigo Iglesias 17
A permeabilidade em reservatórios geralmente muito anisotrópica Medidas: geralmente feitas com plugs perfurados na horizontal (k h ), paralelos aos planos de deposição, e portanto, paralelos à direção de fluxo no reservatório. 22/9/2009 Rodrigo Iglesias 18
Diversos fatores afetam medidas de permeabilidade Heterogenidades do reservatório (testemunho não representativo) Permeabilidade pode ser afetada pelo corte do testemunho. Comum em amostras contendo argilas Parcialidade na amostragem para medição: tendência a selecionar as melhores partes do testemunho para análise. 22/9/2009 Rodrigo Iglesias 19
Condições necessárias Fluxo laminar (viscoso) Não ocorrência de reações entre fluído e rocha Uma única fase presente em 100% de saturação (permeabilidade absoluta). 22/9/2009 Rodrigo Iglesias 20
Permeabilidade Relativa Permeabilidade efetiva: medida da transmissão de um fluido quando uma ou mais fases adicionais estão presentes. Associada a cada fluído: k g = permeabilidade efetiva de gás k o = permeabilidade efetiva de óleo k w = permeabilidade efetiva de água A soma das permeabilidades efetivas é sempre menor ou igual que a permeabilidade absoluta k g + k o + K w k 22/9/2009 Rodrigo Iglesias 21
A razão entre a permeabilidade efetiva para cada fase a uma determinada saturação e a permeabilidade absoluta é denominada permeabilidade relativa: permeabilidade relativa para óleo permeabilidade relativa para gás permeabilidade relativa para água 22/9/2009 Rodrigo Iglesias 22
Curvas de permeabilidade relativa 1. Pequeno aumento na saturação de óleo dificulta o fluxo da fase molhante (água), pois este ocupa os poros maiores 2. Fase não-molhante (óleo) começa a fluir a uma saturação relativamente Fase molhante baixa (saturação crítica) (água): ocupa os 3. A fase molhante (água) deixa poros de e fluir canaisa uma saturação relativamente menores, alta pouco (saturação crítica, irredutível, fluxoconata). 4. Aumento na saturação de água tem pouco efeito no fluxo da fase nãomolhante (óleo) pois ocupa os poros e canais menores. Fase não-molhante (óleo): ocupa os poros e canais maiores, fluxo mais fácil 4 3 1 2 22/9/2009 Rodrigo Iglesias 23
Curvas de permeabilidade relativa Nas regiões B e C, a permeabilidade total das duas fases, k r + k o é menor que 1. (O fluxo de duas ou mais fases é reduzido) 22/9/2009 Rodrigo Iglesias 24
Curva de permeabilidade sistema gás-óleo-água: - óleo é a fase molhante - saturação crítica: óleo + água conata - saturação crítica para o gás é baixa (flui com facilidade) 22/9/2009 Rodrigo Iglesias 25
Histerese das curvas de permeabilidade Forma das curvas varia conforme a medida é realizada por drenagem ou imbibição. 22/9/2009 Rodrigo Iglesias 26
Bibliografia Ahmed, T., 2000. Reservoir Engineering Handbook 2 nd Ed. Gulf Professional Publishing, Texas. (S:\BIBLIOTECA\Modelagem\Livros\) 22/9/2009 Rodrigo Iglesias 27