Reservatórios de Petróleo

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1 PARTE 1 RESERVATÓRIOS DE PETRÓLEO Notas de Aula Luiz de Siqueira Menezes

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PARTE 1

RESERVATÓRIOS DE PETRÓLEO

Notas de Aula Luiz de Siqueira Menezes

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CAPÍTULO 1 Características do Óleo e do Gás.

Toda jazida de petróleo encontrada na natureza é formada por um grande número de componentes químicos misturados. As moléculas desses componentes são, principalmente, compostas de hidrogênio e carbono, em diversas proporções, sendo denominadas hidrocarbonetos. Raramente dois petróleos têm composições químicas semelhantes e certamente nunca serão encontrados dois petróleos com a mesma composição. Num mesmo depósito de petróleo, a composição química pode variar de ponto para ponto, às vezes, de forma bastante significativa. Componentes do Petróleo. A enorme variedade de hidrocarbonetos é agrupada quimicamente em séries de compostos. Cada série é constituída por compostos com mesmo arranjo molecular. Em cada série, existem desde compostos extremamente leves, quimicamente simples, até muito pesados e quimicamente complexos. Os hidrocarbonetos que aparecem em maior quantidade no petróleo são os da série parafínica, que incluem o metano, o etano, o propano, o butano, etc. A composição da maioria dos depósitos de petróleo incluirá componentes desde os mais leves até os mais pesados, tenha o petróleo características semelhantes a um asfalto, ou seja um gás leve do qual seja difícil condensar algum líquido. O gás encontrado nas jazidas não é composto apenas por moléculas leves, algumas frações mais pesadas também são encontradas em sua composição. Já os óleos crus, além das frações mais pesadas, também têm componentes leves em sua estrutura. Fases do Petróleo. Comportamento Molecular. Os hidrocarbonetos se comportam de maneira peculiar quando sua pressão ou temperatura é alterada. Este comportamento é mais bem explicado quando analisamos o comportamento individual das moléculas que compõem a mistura. Quatro fatores físicos governam o comportamento das misturas de hidrocarbonetos: (1) pressão, (2) atração molecular, (3) energia cinética e (4) repulsão molecular. Pressão e atração molecular tendem a confinar as moléculas, mantê-las mais juntas. Quanto maior o valor dessas forças, maior será a tendência de aumento da densidade, chegando ao ponto de mudança de estado, por exemplo, da fase gasosa para líquida. A atração molecular pode ser considerada como uma pressão interna já que é inerente ao sistema e atua sobre as moléculas da mesma maneira que a pressão externa.

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As forças de atração entre as moléculas variam com a distância entre elas, de modo inverso, aumentando à medida que as moléculas se aproximam. Também variam com a massa da molécula, aumentando à medida que a massa aumenta. A energia cinética, ou movimento molecular, aumenta à medida que a temperatura aumenta, tendendo, então, a separar as moléculas, fazendo com que sua densidade tenda a diminuir, chegando ao ponto de uma mudança de estado, por exemplo, do líquido para o gasoso. Quando as moléculas chegam perto demais, seus campos eletrônicos se entrelaçam, dando margem ao surgimento de uma força de repulsão que tende a aumentar a resistência a maiores níveis de compressão. Quando a mistura de hidrocarbonetos não está se expandindo, comprimindo ou mudando de estado, diz-se que está em equilíbrio. Mudança de Fases Se aumentarmos a pressão de um gás, suas moléculas se aproximarão e o gás será comprimido ou mudará para o estado líquido. Quando a pressão diminui o inverso ocorre e o gás se expande ou o líquido se vaporiza em gás. Quando numa mistura as moléculas são pequenas, como no caso de metano e etano, haverá pouca atração entre elas e, uma maior tendência delas se manterem afastadas pela sua energia cinética, aumentando-se as possibilidades de a mistura se encontrar no estado gasoso; por outro lado, se as moléculas forem maiores, como no hexano e heptano, elas tenderão a se atrair em líquido. À medida que a temperatura de uma mistura se eleva, a energia cinética aumenta. A tendência é que as moléculas se afastem umas das outras. Se a mistura estiver no estado líquido, gaseifica-se, e, se já for gás expande-se. Se, no entanto, a mistura é esfriada, a energia cinética diminuirá, e todas as moléculas, mesmo as mais leves, tenderão a se atrair, causando uma mudança para o estado líquido ou mesmo solidificando-se se a temperatura for suficientemente baixa. Hidrocarbonetos Puros Para cada temperatura em que um hidrocarboneto puro se encontre, há uma pressão em que ele existe sob a forma líquida e gasosa, simultaneamente. Isto está mostrado no diagrama da Figura 1.1. Nessas condições, as forças que tendem a manter as moléculas juntas, pressão e atração molecular, contrabalançam a energia cinética que tende a mantê-las separadas. Se a pressão é aumentada, sem alteração da temperatura, as moléculas de gás se aproximarão, e a força de atração entre as moléculas aumentará. Neste caso as forças que aproximam as moléculas sobrepujarão a energia cinética e as moléculas se condensarão no estado liquido.

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Fig 1.1 - Pressão de vapor vs temperatura para hidrocarboneto puro.

No entanto, se a pressão diminuir sem alteração da temperatura, a distância entre as moléculas de gás aumentará e as forças de atração diminuirão. As forças que tendem a manter as moléculas juntas se tornarão menores que a energia cinética e as moléculas se dispersarão em gás. A pressão, na verdade, resulta do bombardeamento das paredes do vaso pelas moléculas. Um aumento de volume tende a reduzir a pressão, pois aumenta a distância que as moléculas têm de percorrer para atingir as paredes do vaso. À medida que se aumenta a temperatura, a energia cinética aumenta e se tornam necessárias maiores pressões para se manterem as condições de equilíbrio em que duas fases coexistam. A curva desenhada na Figura 1.1, que mostra as condições de temperatura e pressão em que há a coexistência de duas fases para um determinado hidrocarboneto, é chamada de “curva de pressão de vapor”. Há uma temperatura acima da qual a substância não existirá mais sob duas fases, qualquer que seja a pressão. Este é o chamado “ponto crítico” que define a “temperatura crítica” e a “pressão crítica”. Quando as condições de pressão e temperatura definem um ponto abaixo da curva de pressão de vapor a substância será um gás, e será um líquido se as condições definirem um ponto acima da curva. Esta definição de gás e líquido não é perfeita, pois há áreas no diagrama em que a substância pode ser indicada como estando no estado gasoso ou líquido. Estas são as áreas na porção superior direita da Figura 1.1. Nessas áreas, a temperatura é tão alta que as forças de atração entre as moléculas não são suficientemente grandes para permitir sua coalescência na fase líquida, sobrepujando a energia cinética das moléculas. Misturas de Hidrocarbonetos. Em uma mistura de dois componentes, o sistema não é tão simples quanto com um componente puro. No lugar de uma única curva representar o relacionamento pressão-temperatura, haverá uma região do diagrama em que duas fases coexistirão. A Figura 1.2 é um diagrama de fases de uma mistura com 50% de dois hidrocarbonetos,

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digamos propano e heptano. Superpostas no diagrama estão as curvas de pressão de vapor das duas substâncias em seus estados puros.

Fig. 1.2 - Diagrama de fases para mistura com 50% de cada componente.

A região de duas fases do diagrama de fases é limitada num lado pela curva dos pontos de bolha e no outro pela curva dos pontos de orvalho, unindo-se as duas curvas no ponto crítico. Um ponto de bolha ocorre quando o gás começa a sair de solução do óleo à medida que a pressão diminui, enquanto um ponto de orvalho é alcançado, quando o gás começa a se condensar por um aumento da pressão. É importante notar que, para uma dada temperatura, a pressão em que uma mistura de dois componentes se condensa totalmente é inferior à pressão em que o componente mais leve se condensaria se não estivesse misturado. A pressão em que uma mistura de dois componentes se vaporiza totalmente é maior que a pressão em que o componente mais pesado se vaporizaria se não estivesse na mistura. Isto é causado pela força de atração entre moléculas de mesmo e de diferentes tamanhos. A atração da molécula mais leve pela mais pesada liquefaz a molécula mais leve a uma pressão menor que as moléculas mais leves se auto-atrairiam se estivessem sozinhas. A atração da mais pesada pela mais leve gaseifica a mais pesada numa pressão maior que as mais pesadas se auto-atrairiam se estivessem sozinhas. Um exemplo de diagrama de fases pressão-temperatura de um petróleo é mostrado na Figura 1.3. Se o petróleo estivesse no seu ponto de bolha, ou se a pressão original do reservatório fosse a pressão de saturação da mistura, seu ponto seria o A. Se a pressão desse petróleo fosse no ponto A’, o petróleo seria dito sub-saturado. As pressões e temperaturas do separador e do tanque de estocagem também estão indicadas no diagrama. Note, porém, que as quantidades de óleo indicadas pelo ponto de estocagem não são as reais, porque a mistura não é mais a original, uma vez que foi alterada no separador. A linha vertical A-B, que indica a queda de pressão com temperatura constante, mostra a mudança de fase que o petróleo sofre no reservatório, à medida que a pressão vai caindo em virtude da produção dos fluidos. No decorrer desse processo, o gás vai saindo de solução do petróleo, em quantidades que dependem da queda de pressão.

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Fig. 1.3 - Diagrama de fases de um petróleo no reservatório.

Separação em Equilíbrio. Petróleo de baixo encolhimento. Um volume de óleo no ponto de bolha da temperatura do reservatório está saturado de gás para estas condições de temperatura e pressão. O termo “pressão de saturação” é usado como sinônimo de pressão de bolha para uma dada temperatura. Um decréscimo na pressão causará a mudança para duas fases como mostrado na Figura 1.4.

Fig.1. 4 - Vaporização em equilíbrio para um petróleo típico.

Quando descomprimimos uma amostra de petróleo a partir da pressão de saturação, as primeiras moléculas de gás liberadas são dos compostos mais leves, como o metano, etano e propano, pois seu peso molecular faz com que elas possuam a menor

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atração por outras moléculas. À medida que prosseguimos a descompressão, componentes mais pesados começam, também, a se vaporizar, até que apenas uma fração da amostra original se mantém no estado líquido. Porções de todos os componentes da amostra, incluindo os pesados, mudaram de fase, mas a composição da fase gasosa é predominantemente de componentes leves. Em virtude da liberação do gás, a parte líquida da amostra, que restou, tem volume menor que o original, havendo, portanto, um encolhimento do petróleo. Esta mudança está ilustrada na Figura 1.4 para um típico petróleo de baixo encolhimento, que é o mais encontrado na natureza. Nestes petróleos, a diminuição de volume é praticamente uniforme à medida que a pressão cai entre as faixas mais altas e intermediárias (de A para B na Figura 1.3 e na Figura 1.5 para baixo encolhimento). Este encolhimento é devido principalmente à perda de materiais leves. Ele aumenta mais rapidamente à medida que a pressão se torna mais baixa (de B para C nas Figuras 1.3 e 1.5). Isto ocorre pela perda de componentes intermediários e pesados. O encolhimento do petróleo nas faixas mais baixas de pressão é importante porque a separação do gás na superfície se dá nessas faixas de pressão. O aumento do encolhimento nas pressões mais baixas se dá por ser a energia cinética dos componentes mais pesados maior que as forças de atração molecular no líquido sob baixa pressão.

Fig. 1.5 - Encolhimento de misturas líquidas de hidrocarbonetos.

Separação em Equilíbrio. Petróleo de alto encolhimento. Certos petróleos são conhecidos como de alto encolhimento porque sua redução de volume, em virtude da redução de pressão, é maior que a redução do petróleo típico, normalmente encontrado na natureza. O termo “alto encolhimento”, que algumas vezes tem como sinônimo o termo “condensado”, é qualitativo, pois não há um conjunto de especificações para classificar um petróleo como de alto ou baixo encolhimento. Esses condensados têm alto encolhimento porque sua composição é mais rica em frações intermediárias e menores quantidades de componentes pesados.

As mudanças na taxa de variação do encolhimento pela redução da pressão são ilustradas no diagrama de fases da Figura 1.6 na condição de temperatura Tr2 e pela curva de alto encolhimento da Figura 1.5.

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O comportamento dos condensados a alta pressão é diferente dos petróleos

típicos. Já com uma pequena queda da pressão, a partir da pressão de saturação (de A para B), grandes quantidades de frações intermediárias e pesadas saem de solução juntamente com as mais leves. A presença de grandes quantidades de componentes intermediários é que caracteriza o petróleo de alto encolhimento. A alta taxa de encolhimento nas altas pressões se dá, não somente pela atração que as moléculas leves de gás causam nas intermediárias ainda líquidas, em virtude de suas proximidades, mas também pelo alto nível de energia cinética das frações intermediárias no líquido.

Fig. 1.6 - Diagrama de fases de um óleo de alto encolhimento.

À medida que a pressão diminui (de B para C), a atração das moléculas leves de

gás sobre as intermediárias do líquido diminui, em virtude do aumento da distância entre elas, com isso permitindo a predominância da atração das frações pesadas do líquido sobre as intermediárias ainda restantes no líquido, freando a taxa de vaporização nas pressões medianas. A tendência à vaporização das frações mais pesadas, ainda sob a forma líquida, nas pressões mais baixas (de C para D), aumenta pelos mesmos motivos dos petróleos típicos, embora em maior nível, em virtude da presença relativamente maior de intermediários no líquido. Assim, os condensados se comportam de modo semelhante aos petróleos típicos, nas baixas pressões, exceto pelo maior grau de encolhimento. As características de encolhimento dos condensados são de grande importância no projeto das instalações de separação na superfície.

Separação em Equilíbrio. Gás Úmido.

O comportamento de um chamado gás úmido é mostrado na Figura 1.7 em que a

temperatura do reservatório está acima da temperatura crítica de condensação da mistura. Nestas condições, uma queda de pressão de A para B não ocasionará condensação de líquido no reservatório. No entanto, a passagem do gás da temperatura do reservatório para a de superfície, mais baixa, ocasionará a formação de líquido. Isto é

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causado pela diminuição da energia cinética das moléculas pesadas, em virtude das menores temperaturas, com a subseqüente mudança para líquido causada pela força de atração entre as moléculas.

Fig. 1.7 - Diagrama de fases de um gás úmido.

Separação em Equilíbrio. Gás Seco. O diagrama de fases de um gás seco é mostrado na Figura 1.8. Como a temperatura do reservatório se encontra acima da temperatura crítica de condensação da mistura, tal qual no reservatório de gás úmido, não haverá condensação com a queda da pressão de A para B. A passagem do gás seco para as condições de superfície, não gerará líquidos, permanecendo toda a mistura no estado vapor. Neste caso, a energia cinética é tão alta e a atração entre as moléculas tão baixa que não há coalescência.

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Fig. 1.8 - Diagrama de fases de um gás seco.

Separação em Equilíbrio. Gás Condensado Retrógrado.

Algumas misturas de hidrocarbonetos existem naturalmente acima de sua temperatura crítica sob a forma de condensados de gás. Quando nessas misturas a pressão é diminuída, em vez de uma expansão, se gás, ou uma vaporização, se líquido, como seria de se esperar, elas tendem a se condensar. De maneira inversa, se a pressão aumenta, elas vaporizam em vez de condensar. Este processo é ilustrado na condição de temperatura Tr3 da Figura 1.9 e na curva condensado de gás da Figura 1.5. Esse processo depende do balanço gerado pela ação de forças sobre moléculas de tamanhos diferentes como ilustrado na Figura 1.10. As vaporizações e condensações normais, por outro lado, dependem mais do balanço de forças agindo sobre moléculas de dimensões semelhantes.

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Fig. 1.9 - Diagrama de fases de um gás condensado retrógrado.

À medida que a pressão cai, a temperatura constante, abaixo do ponto de orvalho (ponto A), a atração entre as moléculas dos componentes leves e pesados diminui, porque os componentes mais leves se afastam mais. À medida que isso ocorre, a atração entre moléculas de componentes mais pesados se torna mais efetiva, fazendo com que essas moléculas coalesçam. Este processo continua até que um máximo de líquido é formado quando se atinge a pressão B. Uma maior redução na pressão permitirá que as moléculas mais pesadas comecem a se vaporizar normalmente.

Fig. 1.10 - Comportamento retrógrado de um gás condensado.

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CAPÍTULO 2 Distribuição dos Fluidos nos Reservatórios

Quase todo petroleiro já mediu, alguma vez, o grau API do óleo. Sempre, porém, ele teve alguma dificuldade em fazer, com precisão, a leitura do densímetro usado para essa medida, porque o óleo sobe acima do nível da amostra no ponto de contacto com a haste de vidro do densímetro. O petroleiro, no entanto, não imagina que esta dificuldade na leitura do densímetro resulte do mesmo fenômeno físico que rege a relativa facilidade com que o petróleo se move e é produzido nos minúsculos poros no interior da rocha reservatório. Este efeito é também o responsável pela maneira com que o gás, o óleo e a água se distribuem na rocha reservatório. Na leitura do densímetro as dificuldades são resultantes da (1) molhabilidade do vidro em relação ao óleo e (2) a tensão existente na interface entre o óleo e o ar. A superfície curva no ponto em que o líquido toca o vidro da haste do densímetro e mascara o nível do líquido é chamada de menisco. Molhabilidade Adesão é a qualidade que faz com que partículas de um mesmo material se mantenham coladas. Se uma haste de vidro é mergulhada em água e retirada em seguida, a haste ficará molhada, mostrando que alguma água é mais adesiva ao vidro do que a própria água (Fig. 2.1). Se a haste de vidro for mergulhada em mercúrio, ela estará

Fig. 2.1 - A molhabilidade depende do fluido que molha e do material molhado.

seca quando removida, mostrando que o mercúrio é mais adesivo a ele próprio do que à água. A água não aderirá a uma haste de vidro lambuzada com graxa, mas, uma haste

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limpa de bronze ou zinco será molhada tanto pela água quanto pelo mercúrio, em virtude da adesão entre esses materiais e os líquidos. Um líquido, então, molha um sólido quando a adesão do líquido ao sólido é maior que a coesão entre as partículas do líquido. Tensão Superficial

A superfície dos líquidos é quase sempre coberta com o que parece ser um filme. Apesar de esse filme possuir uma resistência muito baixa, ele, no entanto, age como uma fina membrana que resiste a ser rompida. Acredita-se ser isso devido à atração entre as moléculas de um dado material, como representado na Figura 2.2. Existe, portanto, uma tensão na superfície de um líquido que é chamada tensão superficial. Se, cuidadosamente colocada, uma agulha flutuará na superfície da água, suportada pelo filme, apesar de consideravelmente mais densa que a água.

Fig. 2.2 - Filme aparente na superfície causado pela atração entre as moléculas do líquido.

Pressão Capilar

Alguns efeitos da molhabilidade e da tensão superficial são mostrados na Figura 2.3. Uma gota de água que molha uma superfície se espalhará apesar da tensão na superfície do filme. Já uma gota de mercúrio, que não molha a superfície, será contida pela tensão superficial apesar da massa do mercúrio tender a espalhar a gota.

Fig. 2.3 - Efeito da molhabilidade e da tensão superficial

sobre gotas de água e mercúrio.

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Se a ponta aberta de um tubo capilar de vidro for inserida na água, a combinação

da tensão superficial com a molhabilidade da água no tubo faz com que a água, no interior do tubo, suba acima do nível da água fora do tubo (Fig. 2.4). Se o tubo capilar for inserido em mercúrio, a falta de molhabilidade do mercúrio no vidro do tubo capilar, juntamente com a tensão superficial do mercúrio, vai impedir que o mercúrio penetre no tubo até atingir o nível no frasco.

Fig. 2.4 - Subida do nível de água e descida do mercúrio em um tubo capilar.

A dimensão do tubo capilar influencia a altura que a água subirá ou a profundidade que o mercúrio descerá. A água subirá mais em diâmetros menores, como mostrado na Figura 2.5. O mesmo efeito ocorre com o óleo que, apesar de mais leve que a água, não subirá tanto, em virtude de ser menor sua tensão superficial.

Fig. 2.5 - Efeito do diâmetro do capilar na altura do líquido em seu interior.

Para melhor entendermos a razão de a água subir em um tubo capilar, façamos outras considerações sobre a tensão superficial de um líquido. O filme criado na superfície resiste a ser deformado da mesma forma que uma fina chapa de aço apoiada

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em dois cavaletes resiste a se deformar se um peso for colocado sobre ela. Se um peso maior for colocado, a chapa se deformará mais. Isso é similar ao que ocorre quando a água molha o tubo capilar e sobe por ele, levado pela molhabilidade do líquido e pela adesão do líquido ao tubo. Ao mesmo tempo o peso da água tende a deformar o filme para baixo no centro do tubo (justamente como fez o peso apoiado na chapa).

A água subirá em um tubo capilar por ser o seu peso menor que a força para

cima resultante da molhabilidade da água no vidro. Para tubos menores, a quantidade de contacto do filme com o vidro se reduz na proporção da redução da circunferência do tubo. Esta redução do contacto, e em conseqüência a redução na força criada para cima, é, no entanto, menor que a redução no peso de água contida no tubo capilar. Portanto, com a diminuição do diâmetro do tubo capilar, como o decréscimo da força para cima é menor que o decréscimo no peso da água, esta subirá para um nível mais elevado.

Outro efeito também acontece no tubo capilar. A curvatura do filme ocorre por

causa do peso da água por unidade de área do filme. Para uma dada área de filme, o peso de água suspenso é maior no tubo de menor diâmetro porque a altura de água é maior. Assim, menor o diâmetro do tubo capilar, mais a água sobe e maior se torna a curvatura do filme.

A curvatura do filme também pode ser visualizada de outro ponto de vista. O filme se dobra para baixo porque um vácuo parcial é criado abaixo do filme pelo peso da água suspensa, que puxa o filme para baixo, enquanto que a tensão superficial no filme resiste na sua periferia. A pressão, então, é menor em baixo do filme (lado convexo) do que na parte de cima (lado côncavo). A diferença de pressão através do filme é conhecida como pressão capilar (Fig. 2.6). Assim forças capilares são formadas como resultantes da combinação de molhabilidade e tensão superficial.

Fig. 2.6 - Presença da pressão capilar através do menisco em um capilar.

Distribuição dos Fluidos Se colocarmos óleo, água e gás numa garrafa, as interfaces entre eles serão

planos bem definidos, com o gás na parte superior, o óleo no meio e a água em baixo, de acordo, naturalmente, com as respectivas densidades. Mas, se colocarmos esses três fluidos numa garrafa previamente preenchida com areia, eles se acomodarão na mesma ordem, porém suas interfaces não mais seriam contactos perfeitamente definidos. A

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razão é que agora o gás, a água e o óleo estarão em espaços de dimensões capilares. A combinação da molhabilidade, da tensão superficial e da diferença de densidade entre os três fluidos alterará a maneira com que eles se distribuirão; as forças presentes entre os fluidos nos capilares, causadas por esses fatores, são chamadas de forças capilares.

A fase que molha os sedimentos marinhos preferencialmente é a água (provavelmente em virtude de suas associações iniciais). Quando o óleo se moveu para o interior dos arenitos, deslocou a água, mas deixou um filme envolvendo a superfície dos grãos de areia, separando esses grãos do óleo. Em qualquer ponto que esse filme tenha se partido, o contacto direto do óleo com o grão de areia, na ausência da água, permitiu, naquele ponto, que a areia se tornasse preferencialmente molhada pelo óleo. Num reservatório de petróleo preferencialmente molhado pela água, há sempre alguma água presa na superfície dos grãos, como ilustrado na Figura 2.7. A quantidade de água existente nos poros varia entre 100% nos pontos abaixo da zona de óleo, e porcentagens cada vez menores à medida que vamos subindo na zona de óleo. Quanto mais alta estiver a água em relação ao nível de 100%, maior será a curvatura do filme capilar. À medida que o raio do filme se torna menor, ou à medida que a curvatura do filme aumenta em virtude do aumento das forças capilares, a água se infiltra cada vez mais em menores espaços entre os grãos da rocha; assim, a quantidade de água diminui com a redução do raio a maiores alturas. O diagrama esquemático da Figura 2.7 mostra a variação da saturação de água com a altura. No diagrama, se observa uma zona de transição entre o ponto em que a saturação de água é 100% e o ponto acima do qual a saturação de água é praticamente constante. Teoricamente, a quantidade de água continuaria a diminuir sempre com a altura acima do nível de 100% de água; no entanto, verifica-se, na prática, que a saturação de água se torna praticamente constante acima de um determinado ponto da zona de transição. O termo “saturação de água irreducível” é usado para nomear essa saturação mínima. Os termos água “conata” ou “intersticial” são usados quando nos referimos a essa água residual presente nos reservatórios de petróleo.

Fig. 2.7 - Variação da saturação de água com a altura na zona de transição. Já foi mencionado anteriormente que os grãos dos arenitos são irregulares, tornando os canais formados pelos poros também irregulares. De um modo geral os canais nos poros de um arenito com menor permeabilidade são menores, conduzindo a

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uma importante tendência em relação ao que diz respeito ao conteúdo de água de arenitos com diferentes permeabilidades, como ilustrado na Figura 2.8.

Fig. 2.8 - Efeito das dimensões e forma dos poros na distribuição da água conata. Para uma dada altura acima do nível de 100% de água, a pressão capilar em dois poros de tamanhos diferentes será igual. Assim, o filme entre água e óleo terá a mesma curvatura, já que a pressão capilar é a mesma; conseqüentemente, a quantidade de água nos interstícios da rocha será a mesma. Nos poros maiores, haverá, então, uma maior quantidade de óleo, e a porcentagem de água nos poros menores será maior que nos maiores. De modo geral, quanto menor a permeabilidade de um dado arenito, maior será a fração de água conata em seus poros. Para uma mesma permeabilidade, a zona de transição entre água e óleo será mais espessa verticalmente do que entre água e gás, como mostrado na Figura 2.9. A diferença de peso específico entre a água e o gás é grande, causando uma zona de transição de pequena espessura, enquanto a diferença de peso entre a água e o óleo é bem menor, causando uma espessura maior de zona de transição. Dentro do mesmo raciocínio, a zona de transição entre óleo e gás também é pouco espessa.

Fig. 2.9 - Efeito do peso dos fluidos na espessura da zona de transição.

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Se a permeabilidade da rocha é muito baixa, as zonas de transição entre água e óleo e óleo e gás serão mais espessas do que as que ocorrem em ambientes de maior permeabilidade. Isso é verdadeiro, pois os arenitos de baixa permeabilidade têm aberturas de poros menores, fazendo com que a água suba mais alto do que no caso de maiores permeabilidades, que têm poros maiores. Resumindo, a natureza e espessura da zona de transição entre água e óleo, óleo e gás e água e gás são influenciadas por vários fatores, dentre os quais se destacam a uniformidade dos grãos, a permeabilidade e a molhabilidade da rocha, e a tensão superficial e diferenças de densidade entre os fluidos envolvidos.

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CAPÍTULO 3 Fontes Naturais de Energia para Produção do Petróleo

O que expulsa o petróleo de seus reservatórios? Os chamados “blowouts” obviamente demonstram a presença de altas pressões em alguns reservatórios. É evidente que a presença ou ausência de pressão tem muito a ver com a facilidade com que o óleo flui através dos poros da rocha em direção aos poços e daí para a superfície. Quando a pressão da jazida é alta o óleo é facilmente produzido. Quando a pressão cai passa a haver a necessidade de algum equipamento para auxiliar a elevação do petróleo do fundo do poço até a superfície. A energia disponível na natureza para produzir os depósitos de petróleo tem sua origem no mesmo ambiente em que se formou o petróleo. A deposição dos sedimentos onde, hoje, o petróleo é encontrado, se deu, muito provavelmente, em ambiente marinho, de modo que os poros formados encontraram-se, inicialmente, saturados com água salgada. Estando os poros da rocha interconectados até a superfície, a pressão existente nesses poros, enterrados a centenas de metros, é devido à coluna de água salgada, que, de modo geral pode ser considerada como de peso específico 1,07 g/cm!. Assim, é de se esperar que, por exemplo, uma jazida a 1000m de profundidade seja encontrada com uma pressão de 107 kg/cm". Quando as pressões encontradas são dessa ordem de grandeza, considera-se que o reservatório tem pressão normal. Caso contrário quando são esperadas pressões anormalmente altas ou baixas, cuidados especiais devem ser tomados quando da perfuração dos poços. Já nos grãos da rocha é exercida uma pressão devida ao peso da rocha que a ela se sobrepõe. Considera-se para cálculo dessa pressão a densidade média dos folhelhos de 2,30 g/cm!. A porosidade da rocha não é muito influenciada pelo peso das camadas acima dela, mas, a grandes profundidades, acredita-se que a porosidade diminua em virtude da pressão das rochas acima dela. Onde o espaço poroso de um reservatório ficou isolado sem comunicação com os mares ou águas superficiais, a pressão formada em seu interior pode ser maior ou menor que a considerada normal. A crosta terrestre está em contínua evolução, e elevações ou abaixamentos de camadas sedimentares podem ocasionar a presença de pressões anormais. Por exemplo, quando sedimentos formados a grandes profundidades são trazidos para profundidades menores, eles podem, se mantidos isolados, reter a pressão original, que, para a nova profundidade, será considerada anormalmente alta. Mecanismos de deslocamento do petróleo. Apesar de o diferencial de pressão existente entre os confins do reservatório e o poço ser de influência capital para a produção do petróleo, diversos outros fatores também são tão importantes. Por exemplo, quando do início da produção a pressão nas imediações do poço cai, e o óleo começa a fluir. À medida que o óleo sai do reservatório, a pressão em seu interior vai caindo, causando a expansão do óleo, da água conata e da rocha, tudo isso contribuindo também para o deslocamento do óleo para o poço. A expansão destes materiais tem influência na produção do petróleo, no entanto, a sua influência é responsável apenas por uma pequena parcela da produção.

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A maior parte do petróleo é deslocado para os poços pela expansão de gás livre no reservatório ou pelo aqüífero em torno do reservatório. O gás que fornece a energia para dirigir o óleo para os poços pode ser proveniente de duas fontes: gás dissolvido no óleo a alta pressão e liberado à medida que a pressão da jazida diminui; ou, gás livre nas condições originais e presente como uma capa de gás. Já a água sempre vem de fora, e localizada sob a zona de óleo. Num reservatório de petróleo a produção se dá induzida pelo que se denomina um “mecanismo de produção”. Quando o mecanismo emprega principalmente a liberação e expansão do gás inicialmente dissolvido no óleo, é chamado de “mecanismo de gás em solução”. Quando o mecanismo atua por maior influência da expansão de uma capa de gás livre, é chamado de “mecanismo de expansão de capa de gás”, e, quando o mecanismo é induzido pela expansão da água subjacente ao óleo, se trata do “mecanismo de influxo de água”. Mecanismo de gás em solução. A maioria dos depósitos de petróleo é encontrada em arenitos ou calcáreos, onde a porção porosa da rocha está completamente cercada por rochas impermeáveis (Fig. 3.1). Depósitos deste tipo podem ser imaginados como “containers” de volumes fixos, completamente preenchidos com óleo, exceto pela presença da água conata que ocorre como um filme microscópico nos grão da rocha.

Fig. 3.1 - Reservatório de Gás em Solução.

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Um reservatório com esta descrição inevitavelmente será produzido por um mecanismo de gás em solução. Neste caso, a energia para produção virá dos hidrocarbonetos leves liberados, sob a forma de gás, da massa de hidrocarbonetos mais pesados em estado líquido, à medida que a pressão vai diminuindo. Sendo muito mais expansível, o gás empurra o óleo para os poços enquanto a pressão declina. Os campos sob mecanismo de gás em solução têm comportamento característico ao longo de sua vida produtora. Quando se inicia a produção, logo após a perfuração e completação do poço, a pressão nas vizinhanças do poço cai, causando a expansão dos fluidos e dirigindo o óleo através dos poros em direção aos poços. A pressão em queda devido à produção do óleo faz com que gás saia de solução, sob a forma de pequenas bolhas, ocupando o espaço deixado pelo óleo produzido. A princípio, as bolhas não se movem, pois se alojam nos pequenos espaços dos poros. À medida que a produção de óleo prossegue, a pressão continua a cair e mais e mais gás é liberado. Isto aumenta o tamanho das bolhas até que elas comecem a se juntar e a formar uma fase contínua gasosa que começa a fluir (Fig. 3.2). !"#$$%&'()*(

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Saturação de gás nula

Saturação de gásdescontínua

100% fluxo de óleo

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Saturação de gáscontínua

Alta saturaçãode gás

100% fluxo de gás

Fluxo de óleo e gás

Fig. 3.2 – Fluxo de duas fases no meio poroso.

O gás flui mais facilmente do que o óleo por ser mais leve, menos viscoso e por não aderir às paredes dos poros. Uma vez que o gás tenha começado a fluir, se inicia uma reação em cadeia: a queda de pressão se acelera e maiores quantidades de gás saem de solução. Aumentando-se a quantidade de gás que está sendo produzido, diminui-se a quantidade de óleo em produção, e o gás flui cada vez mais facilmente. A “razão gás-óleo”, ou seja, o volume de gás dividido pelo volume de óleo produzido, aumenta continuamente, até que a pressão cai a um valor tão baixo que cessa o fluxo de óleo e gás. Em virtude da queda da pressão ao longo desse processo, nos estágios finais de produção não há mais pressão capaz de levar o óleo até o poço e daí elevá-lo até a superfície. Neste caso passa a haver a necessidade de se empregar um método de elevação artificial, através de uma bomba, para que o óleo chegue à superfície. Por ter

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mais dificuldade de se mover pelos poros em direção ao poço, a produção de óleo diminui ao longo do tempo. A razão gás-óleo medida em condições de superfície em metro cúbico padrão de gás por metro cúbico padrão de óleo (ou em pé cúbico standard de gás por barril standard de óleo em unidades americanas) varia ao longo da vida produtiva do reservatório. No início, por ser o gás liberado retido nos poros, a razão gás-óleo é menor que a razão de solubilidade do óleo. Quando, no reservatório, o gás se torna uma fase contínua, a razão gás-óleo começa a crescer até que valores muito baixos de pressão sejam alcançados, quando então a razão gás-óleo volta a cair, já aí por falta de gás na jazida. Muito pouca ou nenhuma água é produzida, em virtude do próprio reservatório ser um volume isolado estanque, contendo em seus poros apenas petróleo e água conata não produzível. A recuperação de óleo de um reservatório com mecanismo de gás em solução é sempre muito baixa, não passando dos limites de 5 a 15% do volume de óleo. A Figura 3.3 e a Tabela 3.1 sumarizam suas características.

Tabela 3.1 - Reservatório de Gás em Solução

Característica Expectativa

Pressão Declina rápida e continuamenteRazão gás-óleo Baixa, em seguida valor máximo e caiProdução água AusentePoços Necessitam bombeio cedoRecuperação Entre 5 e 15%

Fig. 3.3 - Dados de Produção - Reservatório de Gás em Solução.

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A baixa recuperação de um reservatório sob mecanismo de gás em solução faz com que grandes quantidades de petróleo permaneçam na jazida quando seus poços deixam de ser surgentes. Por isso, esses reservatórios são candidatos naturais para os processos de manutenção de pressão ou de recuperação secundária. Logo que observado que um reservatório atua sob esse mecanismo, providências devem ser tomadas para sua alteração. Mecanismo de Capa de Gás Algumas vezes, em virtude da grande quantidade de frações leves presentes na mistura, ocorrem acumulações de petróleo em que a pressão existente não foi suficiente para dissolver estas frações leves no líquido. Nestes casos, as frações leves acompanhadas de frações intermediárias e mesmo pouco pesadas formam uma fase de gás livre. Ao longo do tempo geológico para formação da jazida, essa fase gasosa borbulha para a parte superior da estrutura e forma o que é denominado uma “capa de gás” (Fig. 3.4). Essa capa, mantida pressurizada, se torna uma fonte de energia para empurrar o óleo para os poços e daí para a superfície. Um reservatório dessa natureza, quando se encontra isolado e envolvido por rochas impermeáveis, produz o óleo através de duas fontes de energia: tanto da proveniente da expansão da capa de gás como da expansão do gás em solução liberado, ambas causadas pela queda de pressão resultante da produção do óleo.

Fig. 3.4 – Reservatório com capa de gás.

No mecanismo de capa de gás, o nível do óleo no reservatório vai descendo à medida que o óleo vai sendo produzido, e a capa de gás se expande, invadindo as áreas anteriormente ocupadas pelo óleo. A pressão tende a se manter em valores mais elevados que nos mecanismos de gás em solução. A manutenção da pressão depende da

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dimensão do volume de gás presente na capa comparado ao volume de óleo. Quanto maior esta relação maior será a manutenção da pressão. A manutenção da pressão traz benefícios à produção da jazida. O gás dissolvido é mantido em solução no óleo, tornando-o mais leve e menos viscoso, facilitando seu fluxo no meio poroso e sua elevação até a superfície. O gerenciamento da expansão da capa, mantendo-se o plano que define o contato gás-óleo na horizontal, aumenta a eficiência do deslocamento do óleo em direção às partes baixas da estrutura, conseguindo-se uma maior recuperação de óleo da jazida, mantendo os níveis de vazão dos poços. A razão gás-óleo, no entanto, vai aumentar nos poços mais altos na estrutura, à medida que eles forem atingidos pela expansão e descida da capa. A produção de água não é uma característica desse mecanismo. Em virtude da manutenção da pressão causada pela expansão da capa, e pelo efeito causado pela retenção do gás em solução, tornando o óleo mais leve, os poços fluirão naturalmente até a superfície por períodos bem mais longos. A recuperação alcançada por esse mecanismo é maior que a do mecanismo de gás em solução, mas depende de vários fatores, principalmente do tamanho da capa em relação à zona de óleo, e do gerenciamento da expansão da capa, devendo-se procurar não produzir o gás da capa. Os níveis de recuperação serão normalmente entre 5 e 25%, mas em casos muito favoráveis podem atingir 60%, como quando os reservatórios são muito inclinados, facilitando o caminho do óleo para as partes mais baixas da estrutura. No caso inverso, se a zona de óleo for pouco espessa, a recuperação será baixa, pois a capa de gás atingirá os poços produtores rapidamente. A Figura 3.5 e a Tabela 3.2 resumem as características e expectativas que devem ocorrer com a produção de óleo em reservatórios com mecanismo de expansão da capa de gás.

Tabela 3.2 - Reservatório com Capa de Gás

Característica Expectativa

Pressão Cai lenta e continuamenteRazão gás-óleo Aumenta continuamenteProdução água AusentePoços Surgente por longo períodoRecuperação Entre 5 e 25%

Nos casos em que um nível de recuperação baixa é esperado, devem ser empregados métodos de manutenção de pressão ou de recuperação secundária, sendo comum a compressão e re-injeção do gás comprimido na capa.

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Fig. 3.5 – Dados de Produção – Reservatório com capa de gás.

Mecanismo de Influxo de Água. A melhor fonte de energia natural disponível para a produção de petróleo tem sua origem nos antigos mares em que as rochas reservatórios foram depositadas. Nos casos mais favoráveis, a permanência de grandes quantidades de água salgada, nos poros das rochas em torno dos reservatórios de petróleo, é a grande fonte de energia para sua produção. A água tem compressibilidade muito menor que o petróleo. No entanto, sendo grande a quantidade de água, quando o petróleo é produzido e a pressão cai, apesar de sua pequena compressibilidade, a água se expande e tende a ocupar o espaço deixado pelo óleo. A esse mecanismo de produção é dado o nome de “mecanismo de influxo de água” (Fig. 3.6). A razão gás-óleo de um reservatório com mecanismo de influxo de água permanece praticamente constante, pois sua pressão, permanecendo alta, impede que o gás saia de solução e forme uma saturação alta de gás que permita sua movimentação em direção aos poços produtores. Já a produção de água começa pelos poços completados na parte inferior da estrutura. A produção de água nesses poços cresce continuamente até que haja necessidade de abandoná-los, pois a produção de óleo deles não mais se justifica economicamente (Fig. 3.7). Muito mais óleo é produzido de um reservatório pela ação de um mecanismo de influxo de água do que pela ação de mecanismo de gás em solução ou de capa de gás. Essa recuperação pode estar entre 15 e 50% do óleo originalmente na jazida. Em casos muito favoráveis, valores ainda mais altos podem ser alcançados.

A Figura 3.7 e a Tabela 3.3 sumarizam as tendências esperadas das características de um reservatório sob a ação de um mecanismo de influxo de água.

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Fig. 3.6 - Reservatório sob influxo de água.

Fig. 3.7 – Dados de Produção – Reservatório sob influxo de água.

No gerenciamento da produção de um reservatório com mecanismo de influxo de água, deve-se observar constantemente a relação entre as quantidades de fluidos produzidos (óleo, gás e água) e o volume de água do aqüífero que avança pelo reservatório deslocando o óleo. Sob baixas vazões de produção, a pressão da jazida permanecerá alta, e alta eficiência será alcançada sob o aspecto de recuperação dos hidrocarbonetos. Se, no entanto, altas vazões forem impostas à produção, pode-se perder recuperação e a pressão cairá mais rapidamente, pois o aqüífero poderá não se expandir tão rapidamente. Nos casos em que o volume do aqüífero venha a ser muito

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maior que o da jazida, se a produção for reduzida, poderá haver recuperação na pressão (Fig. 3.8).

Tabela 3.3 - Reservatório com Empuxo de Água

Característica Expectativa

Pressão Permanece altaRazão gás-óleo Permanece baixaProdução água Presente desde cedo e crescentePoços Necessitam bombeio cedoRecuperação Entre 15 e 50%

Fig. 3.8 - Efeito da produção sobre a pressão em reservatório sob influxo de água.

Fig. 3.9 - Comparação do comportamento da pressão.

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As Figuras 3.9 e 3.10 mostram uma comparação do comportamento da pressão e da razão gás-óleo entre os três mecanismos de produção aqui expostos.

Fig. 3.10 - Comparação do comportamento da razão gás-óleo.

Fig. 3.11 - Reservatório com mecanismo combinado

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Combinação de Mecanismos. Os reservatórios de petróleo podem ser classificados quanto a sua configuração geológica ou quanto ao mecanismo que os faz produzir, mas, raramente é encontrado algum que se enquadre unicamente em qualquer dos modelos. É muito comum se encontrar reservatórios em que tanto a água como o gás livre estão disponíveis para empurrar o óleo em direção aos poços produtores, configurando-se, então, um mecanismo combinado (Fig. 3.11). A identificação do principal mecanismo atuante se torna, assim, muito complicada em virtude da infinidade de combinações possíveis de se formarem. Esses mecanismos podem ser classificados em dois tipos: o de depleção e o de deslocamento. O mecanismo de depleção ocorre quando a energia vem principalmente da pequena quantidade de gás dissolvida no óleo. Nesse caso, o óleo é produzido apenas pela exaustão desse gás, através de sua liberação e expansão. Os mecanismos de deslocamento se aplicam tanto para capa de gás quanto para influxo de água, quando o gás ou a água, vindos de fora da zona de óleo, o deslocam através dos poros intercomunicados para os poços. O mecanismo de depleção é ineficiente porque grandes porcentagens de óleo são deixadas no reservatório. As jazidas que operam sob mecanismos de deslocamento têm maior eficiência que as que operam sob mecanismo de depleção, apesar de ainda deixarem grandes quantidades de petróleo para traz. O grande desafio da indústria é minimizar a ineficiência do mecanismo de produção, até mesmo substituindo-o por outro mais eficiente, de modo a aumentar os níveis de recuperação. Segregação Gravitacional. A segregação gravitacional ou drenagem por gravidade pode ser considerada, também, como um mecanismo de produção, ou como uma modificação no modo de agir dos outros mecanismos. A segregação gravitacional é a tendência que o gás, o óleo e a água têm de retornar a sua distribuição natural no reservatório, em virtude de suas diferentes densidades, após um período de produção em que seu arranjo original natural foi modificado. A drenagem gravitacional pode ser um importante fator no aumento da recuperação de óleo de um reservatório. Por exemplo, se as condições forem favoráveis à recuperação de um reservatório com mecanismo de gás em solução pode chegar aos níveis de um reservatório com empuxo de água. Outras jazidas, através de um controle adequado das vazões de produção, podem ter os efeitos da segregação gravitacional aumentados de modo a se obter maiores recuperações. A Figura 3.12 ilustra o movimento relativo entre o gás e o óleo em um poço fechado, em tempos diferentes, após um período de produção.

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Fig. 3.12 - Segregação gravitacional. Movimento relativo com poço fechado. A Figura 3.13 mostra, num determinado tempo, o movimento relativo entre o gás e o óleo em pontos diferentes do reservatório. Nas proximidades do poço, dependendo das vazões de produção, o gás e o óleo se movem em direção ao poço (ponto A) em virtude do alto gradiente de pressão aí presente. No ponto C, longe do poço, em virtude da ação da gravidade, o óleo, por ser mais pesado, vai em direção ao poço, enquanto o gás, mais leve, se dirige para as partes mais elevadas da estrutura. O ponto B define uma situação intermediária.

Fig. 3.13 - Segregação gravitacional. Movimento relativo com poço em produção.

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CAPÍTULO 4 Características de Produção dos Poços. Um exame dos três mecanismos básicos de produção dos reservatórios é útil para analisarmos as características mais fundamentais para a produção de poços de petróleo. A queda de pressão (depleção), a produção de gás e a produção de água são as características mais significativas, do ponto de vista da análise dos problemas encontrados na produção de petróleo. Apesar desses não serem os únicos problemas encontrados na produção de petróleo, dois outros o são: a produção de areia e a deposição de parafinas. Trataremos apenas dos problemas induzidos pelo fluxo dos fluidos no reservatório. Cada um dos três mecanismos básicos de produção dos reservatórios, inerentemente causa um desses problemas de produção. O dispêndio da limitada quantidade de energia disponível em um reservatório, sujeito a um mecanismo de gás em solução, define por quanto tempo seus poços serão surgentes. A expansão da capa de gás em uma jazida faz com que o gás que flui livremente venha a atingir o intervalo de completação dos poços, resultando em razões gás-óleo crescentes, que limitam a produção do óleo. Num reservatório submetido a um empuxo de água, o avanço da frente de água chega aos poços produtores, até que limites econômicos de produção sejam atingidos e os poços mais baixos nas estruturas tenham que ser abandonados. Queda da Pressão Num poço surgente, à medida que a pressão na cabeça diminui, o bombeador passa a tomar maior cuidado com o poço, e aumentará a abertura do controlador de fluxo (uma válvula de agulha na linha de surgência, conhecido como o “bean”) na tentativa de manter a mesma vazão de óleo. Quando a queda de pressão se torna maior, o poço pode passar a produzir por golfadas, e, em seguida, parar de produzir (morrer). A solução é uma recompletação para uma zona de maior pressão ou a instalação de equipamentos para elevação artificial, ambas dispendiosas. O óleo tem pouca habilidade natural para se deslocar dentro do reservatório em direção ao poço. Ele é empurrado pelo gás, nele originalmente dissolvido, ou pelo deslocamento de uma capa de gás, ou pelo deslocamento de um aqüífero. A maneira como a pressão se distribui ao longo do reservatório e o porquê dessa distribuição é importante para o entendimento do comportamento da produção. A Figura 4.1 mostra um corte esquemático de um reservatório com um poço produtor. Nos confins do reservatório, longe do poço, a pressão mostrada é de 3.000 psi; num ponto mais próximo do poço a pressão cai para 2.700 psi. Dentro do revestimento do poço, em frente à zona produtora, a pressão é de 2.000 psi, e na cabeça do poço ela cai para 600 psi. Esta queda de pressão do fundo à cabeça do poço é devida à coluna de fluido e às perdas de carga causadas pela fricção.

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Fig. 4.1 - Distribuição de pressões no reservatório e no poço.

Note que, em virtude da convergência do fluxo em direção ao poço, a maior parte da queda de 1.000 psi se dá nas imediações do poço. Uma simulação matemática (Figura 4.2) mostra que num arenito uniforme, a queda de pressão nos 15 pés (4,6 m) em torno do poço é responsável por metade da queda desde os confins do reservatório a 500 pés (152 m). A convergência das linhas de fluxo em torno do poço aumenta a perda de carga de modo exponencial, causando a grande queda de pressão em seu entorno.

Fig. 4.2 - Resultado de simulação matemática mostrando variação da pressão no reservatório

O fluxo é dito “radial” porque os fluidos se movem em direção ao poço, vindo de todas as direções. A variação da pressão em torno do poço forma uma região denominada de “sumidouro de pressão” (pressure sink), em virtude da rápida queda da pressão em suas imediações. Para que a pressão na cabeça do poço tenha um valor elevado, necessário para conduzir os fluidos ao longo dos processos de separação na

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superfície, a pressão no reservatório deve ser suficiente para sobrepujar tanto a queda de pressão, devido ao fluxo dos fluidos na tubulação de produção, como as perdas no sumidouro de pressão. Quando as características da rocha reservatório e as saturações dos fluidos são uniformes ao longo da jazida, o sumidouro de pressão será uniforme, porém, se houver variações do poço aos limites do reservatório, o sumidouro de pressão sofrerá distorções. Em reservatórios uniformes, dois principais fatores influenciam na pressão de fluxo nos poços: a permeabilidade da rocha e a vazão de produção (Fig. 4.3). Num arenito de alta permeabilidade ou numa vazão de produção baixa, a pressão de fluxo será relativamente alta, pois estas condições resultam em quedas moderadas de pressão (Fig. 4.3A). Já se a permeabilidade for baixa ou a vazão excessiva, a queda de pressão será apreciavelmente maior, causando uma pressão de fluxo baixa, e, possivelmente requerendo o emprego de elevação artificial para os poços (Fig. 4.3B).

Fig. 4.3 - Efeitos da permeabilidade e da vazão nas pressões de fluxo e da cabeça.

Algumas vezes, as próprias operações de perfuração ou de produção causam alterações para pior na permeabilidade das rochas adjacentes ao poço, gerando pressões de fluxo menores. Quando essa situação indesejada ocorre, diz-se que as rochas foram danificadas. Note-se que esse tipo de dano acontece exatamente na região em que as perdas de pressão são maiores. Essa região, em que a permeabilidade fica diminuída, gera uma condição conhecida como “efeito de película” (skin effect). A Figura 4.4 mostra um sumidouro de pressão normal (A) comparado com um sumidouro afetado pelo efeito de película (B). O efeito de película pode ter diversas causas, tais como o inchamento da argila intersticial por contacto com a água doce do fluido de perfuração, uma impermeabilização exagerada causada pelo reboco da lama, o bloqueio dos poros adjacentes ao poço pela presença de água, dentre outros (Fig. 4.5). A presença de uma dessas condições desfavoráveis, ou mesmo a combinação de mais de uma delas, torna muito difícil o diagnóstico das causas indesejáveis do efeito de

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película. A solução do problema nos conduz a um processo de tentativa e erro com o uso de diferentes métodos de estimulação de poços. Se conseguirmos identificar a redução causada pelo efeito de película, efetuamos um tratamento para restabelecer a permeabilidade. Os métodos empregados são: a injeção de redutores de tensão superficial, de ácidos, fraturamento hidráulico ou uma combinação desses métodos.

Fig. 4.4 - Influência do efeito de película na pressão em torno do poço.

Material argiloso inchado,após contacto com filtrado doce da lama de perfuração.

Precipitado gerado pela reação da água do reservatório comágua incompatível.

Gotículas de água mantidas esféricaspor tensão superficial.

Emulsão formada pelo filtradodisperso no óleo do reservatório.

Lama de perfuração,cimento ou partículas de rochaforçadas nos poros.

Fig. 4.5 - Condições causadoras do efeito de película.

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Poços completados em formações de permeabilidade muito baixa podem ser estimulados através de fraturamento hidráulico da rocha, de sua acidificação ou pelo emprego de canhoneio com cargas mais poderosas e de maior penetração. Essas práticas visam a facilitar o fluxo dos fluidos no meio poroso circunvizinho ao poço, onde as perdas de carga são maiores. Nos primórdios da produção de petróleo, até a detonação de cargas de nitroglicerina no fundo do poço foi empregada. A Figura 4.6 ilustra essas práticas.

Fig. 4.6 - Estimulação de poços de baixa permeabilidade.

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A característica básica do mecanismo de produção do reservatório tem papel muito importante na definição do nível em que a pressão da jazida será mantida. No caso de reservatórios com mecanismo de gás em solução, logo cedo se percebe a queda da pressão. No caso do mecanismo de empuxo de água, a presença da água tornará mais pesados os fluidos a serem elevados na coluna de produção, causando uma queda na pressão na cabeça do poço até surgir a necessidade de elevação artificial, apesar de ainda ser relativamente alta a pressão de fluxo (Figura 4.7A).

Fig. 4.7 - Efeitos da produção de água e da capa de gás na pressão da cabeça.

Um poço de um reservatório com mecanismo de produção pela expansão de sua capa de gás, completado próximo a essa capa, logo produzirá gás livre da capa, que tornará a coluna de fluidos na tubulação de produção mais leve. Em conseqüência, a pressão na cabeça do poço aumentará, livrando o operador de problemas de elevação. A expansão da capa poderá, até mesmo, manter a pressão de fluxo no fundo do poço no nível aceitável, desde que as vazões de produção não sejam excessivas (Figura 4.7B). No entanto, isso se torna paradoxal, porque a produção de gás livre da capa, não contribuindo para o deslocamento do óleo nos poros, se transforma em desperdício da energia natural do reservatório, reduzirá a pressão da capa, chegando, em casos extremos, a provocar o encolhimento da capa, que será invadida pela zona de óleo (Figura 4.8A). No caso de produção do gás da capa, o poço que o produz prejudicará os outros poços da jazida, que serão levados a necessitar de elevação artificial, pela redução da pressão na zona de óleo. Não permitir a produção de gás livre dos poços mais altos na estrutura, à medida que a capa de gás se expande, tende a conservar a energia do reservatório, e permitirá que os poços mais baixos produzam por elevação natural por mais tempo (Figura 4.8B). Erupções descontroladas (blowouts), rasgos no revestimento ou canalizações na cimentação podem ocasionar quedas na pressão do reservatório. No esquema da Figura 4.9, é mostrado na parte A as condições anteriores, e na parte B as condições posteriores ao aparecimento de um rasgo no revestimento ou uma canalização na cimentação,

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permitindo a migração dos fluidos para uma zona portadora de água mais rasa. Os vazamentos pelo revestimento são, usualmente, fáceis de serem detectados e corrigidos. Eles são logo diagnosticados, pois acontecem mudanças abruptas nas condições de produção, como, por exemplo, rápidas quedas na pressão na cabeça do poço.

Fig. 4.8 - Efeito da produção do gás da capa na pressão do reservatório.

Fig. 4.9 - Efeito de vazamento no revestimento ou canalização na cimentação sobre as

pressões. Se o mecanismo natural de um reservatório é limitado em energia, a pressão de fundo cairá rapidamente e haverá necessidade de instalação de equipamentos de elevação artificial, ainda cedo, na vida do poço (Fig. 4.10A). Por outro lado, pode ser conveniente, sob o ponto de vista de aumento da recuperação de petróleo, aumentar a eficiência do mecanismo natural, mesmo que para isso sejam necessários novos

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investimento e aumento nos custos operacionais. A maneira mais comum de se aumentar essa eficiência é através da injeção de água, ou mais raramente da injeção de gás, no reservatório.

Fig. 4.10 - Efeitos da injeção de gás ou água nos poços produtores.

Projetos de injeção para manutenção de pressão são imaginados não só para manter a pressão em níveis que mantenham os poços fluindo naturalmente, mas também para aumentar a recuperação de óleo.

Um projeto de injeção de gás para manutenção de pressão é usualmente operado

como se fosse um mecanismo de capa de gás, através da re-injeção do gás produzido nas partes altas da estrutura para induzir uma capa de gás secundária. Espera-se que o desempenho dos poços produtores seja semelhante a dos poços de reservatórios com mecanismo de capa de gás, ou seja, razões gás-óleo crescentes e poços surgentes por longo tempo. Os lucros com a instalação de um projeto desses são resultantes da redução de despesas pela não necessidade de instalação artificial nos poços, e do aumento do volume de óleo a ser produzido. A injeção de água numa jazida de petróleo é feita para ajudar o deslocamento do óleo na direção dos poços, como se submetido a um aqüífero natural. Neste caso a água é injetada em poços localizados na parte inferior da estrutura ou mesmo no próprio aqüífero. O período de surgência dos poços é estendido até que a quantidade de água produzida os faça morrer. A razão gás-óleo permanece constante. O aumento da quantidade de óleo produzido é o esteio econômico de um projeto de injeção de água. Produção de Gás

O gás produzido em um poço produtor de óleo ou é aquele dissolvido originalmente no petróleo a altas pressões no reservatório, ou é gás livre proveniente da capa de gás (Fig. 4.11). A produção de gás também pode estar vinda de outra zona através de um vazamento no revestimento ou canalização na cimentação (Fig. 4.12).

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Fig.4.11 - Gás de capa ou de solução, produzido juntamente com o óleo.

Fig. 4.12 - Gás produzido de outra zona através de vazamento no revestimento ou canalização na cimentação.

Nos reservatórios que apresentam características de mecanismo de gás em

solução, algum gás é liberado de solução, em seu interior, à medida que a pressão vai caindo em virtude da produção dos fluidos. A contínua expansão desse gás, agora livre, ajuda o deslocamento do óleo para os poços, embora com pouca eficiência. À medida que o óleo é retirado, a pressão cai e mais gás sai de solução, aumentando sua saturação, permitindo que o gás se desloque para áreas de menor pressão, onde estão os poços, e seja produzido livremente, juntamente com o óleo e seu gás ainda em solução. Este gás está livre e fluindo no reservatório, embora, anteriormente estivesse em solução no óleo. Quando a produção acumulada atinge determinado ponto, a permeabilidade relativa da rocha ao óleo diminui rapidamente e o gás se torna o fluido que se move

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predominantemente. A maior parte do gás originalmente em solução será produzida como gás livre, fluindo pelo reservatório, embora somente uma menor porção do óleo venha a ser produzido.

Fig. 4.13 - Medidas da razão gás-óleo no reservatório e na superfície.

Geralmente se expressa o volume de gás produzido por meio da razão gás-óleo. Com o auxílio da seção esquemática do espaço poroso, mostrado na Figura 4.13, vamos definir vários tipos de razão gás-óleo. Como tanto o óleo saturado com gás, como o gás livre estão sendo produzidos, a razão gás-óleo total medida será resultante da soma dos volumes (A) do gás livre fluindo no reservatório com (B) o gás dissolvido no óleo, dividido pelo volume de óleo produzido no tanque. Se o poço estiver sendo produzido artificialmente por meio de “gas-lift”, a medida do gás feita na superfície incluirá o gás utilizado pela elevação artificial. Para a determinação do gás produzido nessas condições, será necessário subtrair os volumes injetados para a elevação artificial.

Outro fator que influencia de modo significativo a produção de gás livre é a

tendência dos fluidos se separarem de acordo com suas densidades. As forças gravitacionais tendem a fazer com que o gás livre flua para a parte superior do reservatório, juntando-se à capa de gás, ou mesmo a formar uma capa de gás secundária. Simultaneamente, o óleo tende a descer e a se concentrar na parte inferior da estrutura. À medida que as bolhas de gás são segregadas em direção à parte superior da jazida, elas podem passar perto de sumidouros de pressão em volta de um poço. Se o gradiente de pressão em torno do poço for suficiente, algum gás pode ser capturado e produzido pelo poço. Concluímos, então, que poços produzindo com baixas vazões, que resultam em pequenas quedas de pressão em torno dos poços, e em sumidouros de pressão com pequeno diâmetro em volta dos poços, ajudarão a migração do gás livre para as partes mais altas do reservatório, onde a energia presente no gás comprimido é mais bem conservada (Fig. 4.14). Mas, se os poços forem produzidos com altas vazões, o gás livre será sugado para os poços, e a segregação gravitacional ficará prejudicada, uma vez que maiores quedas de pressão gerarão maiores sumidouros em volta dos poços que impedirão o gás de migrar em direção à capa. Rochas com alta permeabilidade, óleos com baixa viscosidade e camadas com alto ângulo de inclinação são fatores importantes no estabelecimento de uma segregação gravitacional eficiente.

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Fig. 4.14 - Fatores que influenciam na eficiência da segregação gravitacional.

Quando poços localizados próximos a capas de gás são produzidos com vazões elevadas, podem surgir os fenômenos de cone (Fig. 4.15) ou de infiltração (“fingering”) (Fig. 4.16) de gás. Vazões consideradas elevadas em uma situação podem não ser assim consideradas em outra situação de reservatório, em virtude de diferenças na permeabilidade do arenito, na viscosidade do óleo ou na configuração da jazida.

Fig. 4.15 - Esquema de um poço submetido a cone de gás.

Fig. 4.16 - Esquema de uma infiltração de gás pela zona de óleo.

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A natureza da estratificação da rocha reservatório é de extrema importância na eficiência do deslocamento do óleo pela expansão da capa de gás. É importante deslocar o óleo de todas as camadas permeáveis de rocha, fazendo com que a capa se expanda de modo uniforme através dessas camadas. Um dos problemas que prejudicam esse deslocamento uniforme é a diferença de permeabilidade entre camadas. Nesse caso, o gás que fluirá pelos estratos de maior permeabilidade, vai aparecer nos poços prematuramente, gerando razões gás-óleo elevadas e criando um caminho preferencial para o gás, diminuindo em muito a eficiência do deslocamento do óleo (Fig. 4.17). Essa é uma situação de difícil diagnóstico, para uma tentativa de operação de correção.

Fig. 4.17 - Deslocamento não uniforme do gás em reservatório estratificado.

O comprimento do intervalo do poço aberto para a produção também pode ter influência no aparecimento de cone de gás. Em alguns casos, intervalos de completação curtos causam altos diferenciais de pressão entre o poço e a fonte de gás livre no reservatório. Nesse caso haverá uma maior facilidade na formação de um cone ou de uma infiltração (Figura 18A). Intervalos de completação maiores tendem a reduzir o diferencial de pressão, de modo que se reduz a possibilidade de formação de cone ou infiltração. Assim, a conseqüente perda de energia do reservatório, devido aos excessos de produção de gás livre, pode ser minimizada caso maiores intervalos de completação sejam abertos para produção.

A presença de estratificações com menor permeabilidade no reservatório tende a

reduzir a possibilidade da formação de cone de gás (Figura 18B).

Fig. 4.18 - Efeito do comprimento do intervalo completado e da estratificação

na formação de cone de gás.

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Produção de Água. A produção de água é um fator indesejável na produção de petróleo, pois, além de aumentar os custos pelas necessidades de elevação artificial e de separação e descarte da água produzida, também traz, no seu descarte, riscos de dano ao meio ambiente. No entanto, para obtermos as máximas recuperações possíveis em reservatórios submetidos à influência de aqüífero, grandes quantidades de água devem se deslocar pelos poros do arenito, acarretando, certamente, também, a produção de grandes quantidades de água. Assim, o operador de um campo de petróleo com reservatório sujeito a mecanismo de empuxo de água, tem que aprender a conviver com esse problema, para atingir altos níveis de recuperação de óleo.

Fig. 4.19 - Descarte da água no aqüífero.

A maneira mais prática de se descartar a água produzida é através da sua re-injeção no próprio reservatório (Fig. 4.19). Apesar de haver necessidade de instalações especiais de tratamento e pressurização da água para re-injeção, o aumento na recuperação de óleo, em geral, justifica os investimentos. A re-injeção com o objetivo de aumentar a recuperação pode ser feita no aqüífero ligado ao reservatório, ou mesmo em poços perfurados ou transformados em injetores no meio do campo.

Algumas vezes, a produção pode ser de uma água que não esteja contribuindo

para o deslocamento do óleo na rocha. Como exemplos podem ser citados os casos de canalização de água de outra zona através de uma cimentação deficiente do revestimento, ou o aparecimento de um rasgo que permita a água de outra zona, com pressão suficiente, penetrar no revestimento (Figura 4.20). Nesses casos essa água é totalmente indesejável, e o recondicionamento do poço, visando a reduzir os custos com o seu manuseio, é geralmente justificado economicamente.

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Fig. 4.20 - Produção de água indesejada, pela cimentação defeituosa ou por vazamento no revestimento.

A localização de uma fonte de água produzida pode ser facilitada se tivermos análises das águas de um campo. Torna-se, então, uma boa prática obter amostras das diversas águas encontradas nas formações ao longo do processo de perfuração dos poços. Quando há diferenças nas composições químicas das águas, pode-se determinar com rapidez e precisão se uma água produzida provém ou não da zona de óleo.

A força de um mecanismo de produção por empuxo de água, ou seja, com qual vazão a água penetra no reservatório é definida por: diferença de pressão entre o aqüífero e o reservatório, dimensões do aqüífero, permeabilidade do aqüífero e do reservatório e se o mecanismo atua lateralmente ou pelo fundo. Se as retiradas do reservatório forem maiores que a quantidade de água que entra, a pressão do reservatório declinará. Da mesma forma, retiradas excessivas de alguns poços ou áreas de baixa permeabilidade causarão quedas de pressão excessivas entre o reservatório e esses poços, gerando sumidouros de pressão em seu entorno. Em arenitos uniformes, sumidouros de pressão causados por excesso de produção podem resultar em cones de água como esquematizado na Figura 4.21.

Em formações estratificadas, altas vazões de produção poderão resultar em

infiltrações da água através dos intervalos de maior permeabilidade, com mostrado na Figura 4.22, mesmo que o intervalo tenha sido completado bem acima do contato óleo-água.

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Fig. 4.21 - Formação de um cone de água num poço.

Fig. 4.22 - Infiltração de água em estrato mais permeável.

Quando uma infiltração ou um cone de água atingem um poço, a tendência é se tornar estável e continuar a produção de água em virtude da diminuição da permeabilidade ao óleo com o aumento da saturação de água. Em alguns casos, no entanto, as características das rochas e fluidos podem fazer com que um cone desapareça com a redução da vazão de produção. O aparecimento de muitas infiltrações ou cones de água vai reduzir a recuperação do reservatório, pois a água será quase toda produzida por esse caminho, sem percorrer zonas de óleo ainda não lavadas, desperdiçando-se a energia natural da jazida. Adicionalmente, a produção prematura de água diminuirá os lucros do empreendimento, pois gerará custos adicionais com elevação artificial e separação e descarte das crescentes quantidades de água sendo produzidas.

Um contato óleo-água não ocorre como um plano horizontal bem definido, e,

sim, como uma zona de transição desde o nível de 100% de saturação de água até um nível acima com um mínimo constante de saturação de água. A Figura 4.23 mostra um esquema de distribuição das saturações de óleo e água num reservatório.

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Fig. 4.23 - Esquema de uma zona de transição óleo-água.

Embora haja saturação de óleo até o ponto indicado pela seta mais em baixo, um poço completado entre a seta do meio e esta mais baixa produziria somente água, pois a permeabilidade ao óleo neste intervalo é nula. A ausência de permeabilidade neste caso se dá porque o óleo estará disperso em gotas nos poros da rocha, preso e imóvel pela presença de forças interfaciais. Um poço completado acima da seta superior produzirá somente óleo, pois, a saturação de água acima deste ponto é menor que a necessária para permitir seu fluxo. Um poço completado entre a seta mais alta e a do meio produzirá tanto óleo quanto água em virtude das saturações intermediárias e suas respectivas permeabilidades relativas. A zona de transição será, então, definida como a zona entre os níveis mais baixos de ocorrência de óleo e mais altos de produção de água.

Conclui-se, então, que as expressões “contato óleo-água” e “gás-óleo” não são

definidoras de um plano horizontal, mas, sim, de uma zona de transição, que, dependendo do caso, poderá ter metros de espessura. O correto entendimento desse fenômeno será útil no diagnóstico de situações de produção de água. Por exemplo, se o intervalo aberto à produção está em frente a uma zona de transição, de nada adiantará uma compressão de cimento e posterior canhoneio para impedir a produção de água. A produção de água só seria evitada se, após a compressão de cimento, o poço fosse canhoneado em uma zona acima da zona de transição.

Algumas vezes o reservatório é constituído de camadas superpostas, com

diferentes permeabilidades, separadas por finas intercalações impermeáveis de maneira que a água avança pelas camadas com diferentes velocidades, como esquematizado na Figura 4.24.

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Fig. 4.24 - Avanço irregular da frente de água com chegada prematura no poço.

É importante permitir que a água se mova através de cada camada permeável, de modo que o óleo seja por ela deslocado em direção ao poço. Embora o aparecimento de água, através das camadas mais permeáveis, não cause o abandono prematuro do poço, para que o óleo das outras camadas seja removido, será necessário produzir grandes volumes de água. A água que se move prematuramente para o poço pode entrar em contato com outras camadas no poço, e reduzir a produção de óleo por causar um bloqueio por água nestas camadas.

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CAPÍTULO 5 Como o Óleo é Deslocado do Reservatório.

O deslocamento do óleo através do meio poroso em direção aos poços é pouco influenciado pela expansão da rocha, água e óleo, à medida que a pressão interna do reservatório vai diminuindo por causa da produção do óleo. O óleo deslocado deve ser substituído por um outro fluido: o óleo não pode ser deslocado da sua posição inicial a menos que outra coisa ocupe seu lugar. Assim sendo, a drenagem do óleo ocorre naturalmente e principalmente porque gás ou água desloca o óleo para os poços. Para que o máximo de eficiência no deslocamento do óleo seja alcançado, é importante que o fluido deslocante percole a maior porção possível de espaço poroso ocupado pelo óleo.

A recuperação de óleo através do deslocamento por gás ou água é bem ilustrada

ao observarmos o que acontece no interior de um canal formado nos poros da rocha. A Figura 5.1 mostra dois canais de poros com diâmetros diferentes ocupados por óleo e água conata em seus estados originais. O canal de diâmetro maior tem maior permeabilidade e o de diâmetro menor permeabilidade mais baixa. A água conata fica aderida aos grãos da rocha, enquanto o óleo ocupa a parte central do canal. Os reservatórios em que seus fluidos se distribuem nos poros dessa maneira, e que são a grande maioria, são ditos “molhados pela água” (water wet). As discussões que se seguem tratarão apenas de reservatórios molhados pela água.

Fig. 5.1 – Saturações originais de óleo e água em espaço poroso em equilíbrio. Quando o deslocamento se dá por gás, ele tende a se mover pelo meio dos canais

dos poros, por não molhar os grãos das rochas. Isso resulta em um deslocamento ineficiente e baixo nível de recuperação do petróleo da jazida (Fig. 5.2).

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Fig. 5.2 – Deslocamento do óleo por gás em um canal de poro. Já, se o deslocamento for feito por água, a forma de pistão na interface água-óleo

tende a deslocar todo o óleo ao longo dos poros (Fig. 5.3). Embora grande número de fatores esteja envolvido, vemos que a molhabilidade da rocha tem grande influência no modo com que o óleo é deslocado; se a rocha é preferencialmente molhada pela água, o deslocamento com água será muito mais eficiente que com gás.

Fig. 5.3 – Deslocamento do óleo por água em um canal de poro.

O meio poroso é composto de canais com constituição errática, exibindo poros de forma e dimensões que variam continuamente de ponto para ponto. Estas variações têm grande influência no grau de recuperação de óleo da rocha. Se o deslocamento do óleo for causado por gás, ele tenderá a se mover facilmente pelos poros de maior diâmetro em virtude de sua baixa viscosidade e, conseqüente, maior mobilidade. À medida que o gás se move pelos canais da rocha, uma grande quantidade de óleo residual fica retida nos poros de menor permeabilidade (Fig. 5.4). Como o gás com baixa viscosidade e alta mobilidade se move facilmente por apenas alguns poros, o mecanismo de deslocamento por gás resulta em baixas porcentagens de recuperação de óleo.

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Fig. 5.4 – O gás desloca primeiramente o óleo dos canais mais permeáveis. Nos canais menos permeáveis fica o óleo residual.

Quando o fluido deslocante é água, as coisas acontecem de modo diferente. As

forças capilares fazem a água se mover rapidamente pelos canais de menor diâmetro e menor permeabilidade (Fig. 5.5).

Fig. 5.5 – As forças capilares movem a água mais rapidamente pelos canais menos permeáveis (A) e mais lentamente pelos mais permeáveis (B).

À medida que a saturação de água aumenta nos poros de maiores dimensões e a

saturação de óleo diminui, o óleo presente tende a tomar a forma de um fino cordão (Fig. 5.6).

Fig. 5.6 – O cordão de óleo se afina e a tensão interfacial aumenta nas

restrições A e B, aonde o cordão vai se partir.

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À medida que o cordão vai afinando, a tensão interfacial vai aumentando e se

rompe nos pontos A e B, formando-se, então, pequenas gotas de óleo atrás dos pontos em que o cordão se rompeu. O diâmetro dessas gotas é maior que o do cordão original antes de se romper, porque a tensão na interface óleo-água faz com que elas tomem a forma esférica e fiquem presas nos poros, porque sua tensão superficial é maior que as forças que agem no sentido de as deslocarem ao longo dos canais (Fig. 5.7). Uma porção razoável do óleo no reservatório se tornará residual, preso nos canais dos poros pelas forças inerentes à interface água-óleo.

Fig. 5.7 – O deslocamento com água deixa óleo residual porque o filme se rompe nas restrições dos canais de poros.

Outro importante fenômeno ocorre nos canais de poros sem saída, preenchidos

com óleo (Fig. 5.8). Ocorrem altos gradientes de pressão capilar de dentro para fora do canal, deslocando o óleo para fora, pelo centro do canal, e a água a se embeber ao longo da superfície dos grãos. Esse processo de embebição de água move o óleo para partes mais permeáveis da rocha, de onde é deslocado para os poços produtores.

Fig. 5.8 – Gradientes de pressão capilar fazem o óleo sair e a água entrar em poros sem saída.

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Deslocamento do Óleo através da Rocha

Literalmente, nenhuma rocha sedimentar poderia ser classificada como “uniforme”. Na prática, no entanto, as rochas cujas dimensões dos espaços porosos variam pouco e são interconectados são ditas como “uniformes”. A permeabilidade dessas rochas uniformes não varia muito em distâncias de poucos metros. O deslocamento do óleo por água em um bloco de rocha uniforme é ilustrado esquematicamente na Figura 5.9. Nas condições originais, as saturações de óleo e água são mostradas na parte A da figura. A base do bloco de arenito representa o ponto do reservatório abaixo do qual a saturação é de 100%, ou seja, a água preenche completamente os poros. A saturação de óleo aumenta gradativamente a partir desse ponto com a altura, até que seja atingido um valor uniformemente baixo de saturação de água, chamado saturação de água conata, representado na parte superior da figura A.

Fig. 5.9 – Variação das saturações de óleo e água em areia limpa e uniforme durante deslocamento por água.

Ao contrário do que poderia parecer, o deslocamento do óleo por água não acontece como se fosse o deslocamento de um pistão. À medida que a água penetra e se move no arenito (parte B da Figura 5.9) forma um banco de água, com saturações crescentes desde a frente do banco, onde a saturação é a da água conata, até um ponto abaixo com saturações de água da ordem de 60 a 65%. Daí para baixo, a saturação aumenta conforme seus valores originais. Após a injeção de 15% do volume poroso (parte C da figura), a produção na parte superior do bloco continua a ser 100% óleo, pois o banco de água ainda não atingiu o topo do bloco. A partir do momento que o banco de água atingir o topo do bloco se inicia a produção de água que aumenta rapidamente atingindo 50 a 70% (parte D). Injetando-se mais e mais água, a porcentagem de água na produção continua a crescer, enquanto a de óleo vai

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diminuindo, até que não se produz mais óleo. Nesse ponto, uma considerável quantidade de óleo ainda existe na jazida, sob a forma de uma saturação residual de óleo. Consideráveis quantidades de água devem fluir através do meio poroso com óleo para se obter a máxima recuperação. O abandono de uma jazida é definido com base na economia do processo e ocorre quando a quantidade de água a ser elevada, separada, tratada e descartada demanda custos que não mais são cobertos pela receita proveniente do petróleo produzido. A presença de 100% de água na produção não significa que somente água existe no reservatório, pois, como vimos, uma considerável quantidade de óleo permanece na rocha. O aparecimento de água em um poço produtor, embora indesejável sob o ponto de vista dos problemas que traz, não significa que a produção de óleo esteja no fim. Para que todo o óleo possível seja produzido é necessário continuar a produzir grandes quantidades de água. Em alguns casos, é possível fechar os poços mais baixos na estrutura e continuar a produzir em poços mais altos, que, finalmente terão que produzir grandes quantidades de água até que o reservatório seja exaurido. Deslocamento do Óleo em Areias Não Uniformes. A ação de deslocamento do óleo em um reservatório deve se dar no maior volume possível de espaço poroso e utilizar o fluido deslocante mais eficiente. Na maioria das situações, especialmente quando a rocha é preferencialmente molhada pela água, este é o fluido deslocante mais eficiente. Assim, se possível, deve-se procurar fazer com que o mecanismo de influxo de água seja o mais atuante no reservatório. As discussões a seguir serão, então, centradas no deslocamento por água, embora o deslocamento por gás seja semelhante em muitos aspectos. Os reservatórios naturais de petróleo nunca são inteiramente uniformes. A rocha pode ter sido depositada em camadas, cada uma relativamente uniforme, mas com variações, entre si, de permeabilidade e outras características. A não-uniformidade pode ser lateral, tendo a rocha diferentes propriedades numa mesma camada. As variações laterais podem aparecer como pequenas lentes cercadas por rochas de permeabilidade diferente ou mesmo por folhelhos completamente impermeáveis. A não-uniformidade é resultante da maneira como se deu a deposição dos sedimentos que deram origem ao reservatório, ao longo de sua história geológica.

Eficiência de Varrido

Ao avançar pela rocha saturada com óleo, a água tende a progredir mais rapidamente pelas partes mais permeáveis, independentemente da configuração da rocha. Ao se mover pelo reservatório a frente de água ou de gás pode contornar alguma área em virtude de diferenciais de pressão entre os poços, ou, da presença no reservatório de regiões com baixa permeabilidade ou mesmo folhelhos impermeáveis. Depois que o fluido deslocante varreu todo o reservatório e os poços foram

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abandonados, podem existir áreas isoladas por onde o fluido deslocante não lavou (Fig. 5.10). Se 70% do total da área do reservatório foi influenciada pela passagem do fluido deslocante, a eficiência de varrido é considerada de 70%. Para se obter a máxima recuperação de óleo é, então, preciso que na fase de desenvolvimento do campo os poços sejam locados de modo que a água ou o gás venham a varrer a máxima área possível. Muitos fatores controlam a eficiência que será alcançada em virtude da disposição dos poços. Os mais significantes dizem respeito à posição dos poços em relação aos limites do reservatório, a sua posição na inclinação da estrutura, vazão de produção e uniformidade da rocha.

Fig. 5.10 – Eficiência de varrido de um deslocamento por água.

Eficiência de Conformidade.

Para que o óleo seja retirado do maior número possível de poros, é necessário fluir a água por todas as partes, lentes ou camadas fechadas, de baixa permeabilidade do reservatório. O grau em que o reservatório é lavado em uma determinada área varrida é denominado de sua “conformidade”. A conformidade será de 100% se a água se mover por todo o espaço poroso numa área de rocha varrida. A conformidade será de 70% se a água contornar 30% do volume poroso da área varrida (Fig. 5.11). A eficiência ou fator de conformidade não será o mesmo para um deslocamento por água ou por gás em um mesmo reservatório. Dentre os fatores que diferenciam a conformidade por deslocamento de água ou de gás estão a localização dos poços produtores, molhabilidade da rocha, grau de inclinação do reservatório, vazões de produção, mobilidade do fluido deslocante em relação ao óleo da jazida, grau de uniformidade da rocha e de embebição capilar que afeta a entrada e deslocamento dos fluidos nas lentes mais fechadas.

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Fig. 5.11 – Conformidade num deslocamento por água.

Efeito da Vazão no Deslocamento Capilar

A velocidade de deslocamento do óleo, ou seja, a velocidade de deslocamento da interface entre o fluido deslocante e o óleo, também chamada de frente de deslocamento depende, evidentemente, da vazão de produção dos poços, mas, também, de uma combinação de fatores tais como espaçamento entre os poços, espessura do reservatório, porosidade, saturação de água, geometria da jazida, área de contato entre o fluido deslocante e o óleo, dentre outros. As forças capilares tendem a distribuir a água por toda a rocha, fazendo-a entrar até mesmo nos segmentos mais fechados, porém, lentamente. Assim, a baixas velocidades de deslocamento, a água, em virtude da ação de forças capilares, embebe os poros mais fechados, forçando o óleo para os poros mais largos de onde é conduzido para os poços de produção (Fig. 5.12-A). Se a velocidade de deslocamento for muito rápida, a embebição da água nas lentes mais fechadas será sobrepujada pela rapidez com que a frente se desloca pelas seções mais permeáveis. Apesar de a água já ter passado pelas lentes mais fechadas (Fig. 5.12-B), o óleo continua a ser ejetado dessas lentes pelas forças capilares. A contínua ejeção de óleo dos poros fechados para canais onde há fluxo, necessariamente espalha pequenas gotas de óleo na água que passa atrás da frente. A menos que esse óleo chegue aos poços antes que as altas porcentagens de água forcem o abandono, ele ficará perdido na rocha. Daí se conclui ser necessário produzir um reservatório sob influxo de água com velocidade tal que permita o óleo deslocado das seções mais fechadas por forças capilares, seja produzido antes que a quantidade de águia produzida force o abandono dos poços. Em geral, quanto menor a velocidade, maior será a recuperação nas lentes mais fechadas. Abaixo de certo ponto, no entanto, maior diminuição da velocidade causará aumentos de recuperação muito pequenos, e, que talvez não valham a pena. A velocidade de deslocamento ótima é uma característica de cada reservatório, pois, como vimos, ela depende de muitos fatores inerentes a cada jazida.

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Fig. 5.12 - Efeito da velocidade no deslocamento do óleo de lentes fechadas.

Como as Forças Capilares Deslocam o Óleo de Lentes Fechadas.

O motivo pelo qual a água é absorvida nas lentes fechadas ou de baixa permeabilidade está ilustrado na Figura 5.5, onde se observa que o raio de curvatura da interface água-óleo no ponto A é muito menor que no ponto B. Com maior curvatura em A, uma maior pressão se desenvolve na interface do ponto A do que na do ponto B. O óleo tende a ser expulso da porção de menor permeabilidade pela maior pressão existente na interface água-óleo, enquanto na porção de maior permeabilidade não há uma força tão grande para expelir o óleo dos poros. Se canais de poros de baixa permeabilidade estão espalhados entre canais de alta permeabilidade, as forças capilares tendem a forçar a água no interior dos de baixa permeabilidade primeiramente. Em contrapartida, se canais de baixa permeabilidade estão segregados em grandes volumes de rocha ou como lentes fechadas, a embebição da água com a expulsão do óleo será retardada pela diferença de permeabilidade e pela maior distância que a água deslocante terá que percorrer. Para se obter a máxima recuperação de óleo de lentes de baixa permeabilidade, a produção de óleo deve ser lenta para que as forças capilares tenham tempo de agir, provocando o deslocamento do óleo, antes que a frente de água passe pela lente (Fig. 5.12).

Efeitos da Espessura e Permeabilidade da Camada no Deslocamento Capilar

Frequentemente, um reservatório é composto de camadas de rochas sobrepostas com permeabilidades diferentes. A Figura 5.13 ilustra o efeito da espessura e da permeabilidade no deslocamento do óleo por água. A fina camada de baixa permeabilidade, mostrada na parte A da figura tem seu óleo facilmente drenado pelos efeitos laterais das forças capilares, porque estas forças têm que conduzir o óleo apenas por pequenas distâncias, para as correntes nas camadas de maior permeabilidade. Já a camada mais espessa de baixa permeabilidade, mostrada na parte B da figura, apresenta um problema porque as forças capilares têm que mover o óleo mais longe até encontrar as correntes nas camadas de maior permeabilidade. Para que as forças capilares consigam um deslocamento eficiente do óleo em camadas espessas de baixa

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permeabilidade, as vazões devem ser baixas exigindo, portanto, maiores períodos de produção. Se a camada for suficientemente espessa pode ser necessária a perfuração de poços para completação específica nessa camada mais fechada.

Fig. 5.13 - Efeitos da permeabilidade e espessura no deslocamento do óleo por água.

A Figura 5.14 mostra o caso de deslocamento por mecanismo de ação de capa de gás. Nesse caso os fatores que mais controlam o deslocamento são a viscosidade do óleo e a drenagem gravitacional, havendo pouca ou nenhuma influência das forças capilares.

Reservatórios Múltiplos

Frequentemente, um reservatório é composto por camadas com propriedades diferentes intercaladas por folhelhos (Figs. 4.17 e 4.24). Como os folhelhos são impermeáveis, as forças capilares não podem mover os fluidos de uma camada para a outra através dos folhelhos, comportando-se, então, cada camada, como se fossem reservatórios independentes. Assim, a água avançará mais rapidamente pelas camadas com maior permeabilidade. Se a diferença entre as permeabilidades das camadas for grande, a água atingirá os poços rapidamente pelas camadas mais permeáveis bem antes das outras. Esse problema, gerado pela estratificação da rocha, dificulta a produção de óleo tanto no deslocamento por água quanto por gás. As camadas de areia de baixa permeabilidade, originalmente preferentemente molhadas pela água, tendem a absorver a água de volta, pelo poço. Dessa maneira, alguns desses estratos podem ser

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abandonados como produtores antes que seu óleo possa ser recuperado, deixando grandes quantidades de óleo no reservatório.

Fig. 5.14 - Efeitos da permeabilidade e espessura no deslocamento por gás.

No caso de deslocamento por gás, a partir do momento em que o gás aparece no poço, através de um estrato de alta permeabilidade, se torna virtualmente impossível produzir o óleo remanescente nas camadas de mais baixa permeabilidade, pois todo o óleo tenderá a se deslocar pelas camadas já gaseificadas em direção aos poços.

Recuperação Total de Óleo. Altos valores de recuperação de óleo de um reservatório são alcançados quando as eficiências de varrido, de conformidade e de deslocamento são altas. Para isso, é necessário um detalhado conhecimento da jazida e um meticuloso gerenciamento do reservatório através do permanente monitoramento dos dados de produção. A localização dos poços estabelecida a partir do conhecimento das não uniformidades da rocha e as práticas operacionais adotadas definem, não só as áreas do reservatório que serão varridas pela água, como também a eficiência com que se dará o deslocamento do óleo. Para se obter a máxima recuperação através de um mecanismo de produção natural, é necessário que o operador tenha um completo entendimento do reservatório e do mecanismo de produção atuante, para adotar a estratégia de produção mais adequada. Influência da Viscosidade do Óleo na Recuperação. As viscosidades do óleo e do fluido deslocante têm um papel importante na facilidade com que o óleo é empurrado pelos espaços porosos dos arenitos, e na

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conseqüente quantidade de óleo que fica retida, encostada nas paredes dos poros, sob a forma de óleo residual. De modo semelhante ao que acontece nas tubulações, óleos muito viscosos têm dificuldade de se mover nos poros. Quando empurrados por um fluido de menor viscosidade, ocupam a parte próxima às paredes dos poros permitindo que o fluido de menor viscosidade se desloque pelo centro do canal, deixando para trás razoável quantidade de óleo. Assim, podemos dizer que óleos com altas viscosidades resultam em baixas recuperações. A viscosidade dos óleos se altera com a queda de pressão e, conseqüente, liberação de gás em solução. Com a queda da pressão, componentes mais leves deixam a mistura para formar a fase gasosa, permanecendo sob a forma líquida frações mais pesadas. Como conseqüência, a viscosidade aumenta (Fig. 5.15). O aumento da viscosidade torna o óleo menos móvel e a se mover com maior dificuldade no interior do reservatório, tornando-se, então, desejável prevenir a saída do gás de solução, o que é possível desde que se evite a queda da pressão do reservatório.

Fig. 5.15 – Efeito da variação da pressão na viscosidade.

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CAPÍTULO 6 Operação de Campos de Petróleo para Máxima Recuperação. No atual cenário de escassez de energia, os campos de petróleo devem ser desenvolvidos e operados visando-se obter, a princípio, a máxima recuperação possível de óleo. Como vimos em capítulos anteriores, em geral, essa máxima recuperação está associada a baixas vazões de produção, que, por sua vez, estão em oposição a princípios econômicos de rapidez na recuperação dos valores dos investimentos realizados. Essa contradição deve ser analisada quando da tomada de decisão para definir o programa de desenvolvimento da jazida e as posteriores práticas de produção a serem adotadas. As características físicas do reservatório e dos fluidos nele contidos serão os fatores a serem levados em conta nessa decisão, bem como as leis envolvidas e os cuidados para preservação do meio ambiente. O Desenvolvimento de Reservatórios. Quando exploramos uma área em que outros campos de petróleo já estejam produzindo, é possível ter uma idéia do mecanismo de produção que existirá na jazida, às vezes, mesmo antes de ser perfurado o poço pioneiro. Os conhecimentos da geologia da área e dos horizontes produtores existentes permitem que sejam geradas expectativas sobre, por exemplo, a existência de um possível aqüífero atuante, em áreas em que as formações produtoras têm continuidade, e, há a ausência de grandes falhas que limitem as dimensões do aqüífero. As interpretações de dados geofísicos indicam o tipo e a forma da armadilha onde o petróleo pode estar preso. Após a perfuração dos poços, as interpretações de testes de formação, de perfis dos poços e de amostras tiradas de testemunhos informam sobre a presença de uma capa de gás ou de uma zona com água. Será sempre economicamente vantajoso desenvolver um campo de maneira que: não só se tire vantagem do mecanismo de produção atuante, como também se possa ter o maior grau de controle possível sobre ele. A profundidade e espessura dos intervalos a serem canhoneados são características que, sem dúvida, afetarão o grau de controle que o operador terá sobre o mecanismo de produção. Características das rochas como permeabilidade, porosidade e espessura influenciam na determinação do espaçamento a ser usado entre os poços. A perfuração e a completação dos poços são as etapas do desenvolvimento com maiores custos. Assim, se desenvolvemos o campo perfurando os poços muito próximos uns dos outros, antes que o mecanismo de produção seja identificado, poderemos estar cometendo erros que mais tarde custarão caro para serem corrigidos. Por isso, os campos de petróleo são desenvolvidos, inicialmente, através da perfuração de poços delimitadores dos limites da jazida, e, que, ao serem colocados em produção revelam características importantes do reservatório. Após a delimitação do campo, são perfurados os poços interiores, que, se possível, devem ter suas locações definidas por considerações e condições ditadas pelo reservatório e não por condições existentes na superfície ou por algum padrão geométrico arbitrário, o que nem sempre é possível.

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Mecanismo de Gás em Solução.

Num reservatório cujo mecanismo de produção predominante seja gás em solução e cuja inclinação seja pequena, os poços podem ser locados em um padrão geométrico regular (Fig. 6.1).

Fig. 6.1 - Reservatório com baixa inclinação e mecanismo de gás em solução.

As armadilhas desses reservatórios são geralmente estratigráficas, por ausência

de deposição de areias em seus limites, ou estruturais por falhamentos em sua periferia. Desde que o reservatório não seja estratificado, os intervalos canhoneados devem se localizar na parte inferior da coluna com óleo. As completações baixas ajudam a atuação da segregação gravitacional, permitindo a formação de uma capa de gás, denominada de secundária, a partir do gás liberado de solução, aumentando, então, a recuperação. Se a inclinação da jazida for muito pequena, a assistência dada pela segregação gravitacional poderá ser mínima.

Fig. 6.2 - Reservatório com alta inclinação e mecanismo de gás em solução.

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Um padrão regular de espaçamento dos poços também pode ser usado no caso de reservatórios com mecanismo de gás em solução e estruturas mais inclinadas (Fig. 6.2). Os poços devem ser perfurados na parte baixa da estrutura e canhoneados em sua parte inferior. A expectativa é de que o óleo seja drenado para a parte baixa da estrutura e que recuperações maiores sejam alcançadas, com um investimento mínimo na perfuração de poços. A dificuldade é reconhecer as características deste reservatório a tempo de evitar a perfuração de poços na parte alta da estrutura.

Mecanismo de Capa de Gás.

Um reservatório submetido a mecanismo de produção atuante por capa de gás, que seja espesso, o ângulo de inclinação seja baixo e a capa de gás esteja completamente sobre a zona de óleo, como esquematizado na Figura 6.3, pode ter seus poços perfurados segundo um padrão geométrico regular.

Fig. 6.3 - Reservatório com baixa inclinação e mecanismo de capa de gás.

Novamente, a completação dos poços deve ser feita na parte baixa da seção para permitir a expansão da capa empurrando o óleo para baixo, alcançando-se a máxima recuperação de óleo com o mínimo de produção de gás. Esse modelo de reservatório com mecanismo de capa de gás é encontrado quando os limites da jazida são definidos por falhas ou por afinamento do arenito contra folhelhos impermeáveis.

Já um reservatório em um arenito de pequena espessura com alto grau de

inclinação é muito melhor controlado se seus poços forem completados na parte baixa da estrutura e espaçados irregularmente, acompanhando a forma da jazida (Fig. 6.4).

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Uma disposição regular dos poços poderá fazer com que alguns deles se situem muito próximos da capa.

Fig. 6.4 - Reservatório com alta inclinação e mecanismo de capa de gás.

Mecanismo de Influxo de Água

No caso de um reservatório espesso, com baixo ângulo de inclinação e submetido a influxo de água, os poços podem ser locados dentro de um padrão regular (Fig. 6.5). O canhoneio dos poços deve ser feito o mais alto possível na estrutura, para permitir um longo período de produção de óleo com pouca ou nenhuma água.

Já um reservatório mais inclinado será mais bem desenvolvido se for empregada

uma distribuição de poços de forma irregular, acompanhando as características da estrutura (Fig. 6.6). As completações, no entanto, devem continuar a serem feitas no alto da estrutura para atrasar a chegada da água nos poços. A locação dos poços dentro de um padrão regular não só faria com que alguns poços produzissem água muito cedo, como também reduziriam a eficiência do aqüífero em virtude de uma produção prematura e excessiva de água.

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Fig. 6.5 - Reservatório com baixa inclinação e mecanismo de influxo de água.

Fig. 6.6 - Reservatório com alta inclinação e mecanismo de influxo de água.

Mecanismo Combinado

Um reservatório com mecanismo de produção combinado, como mostrado na

Figura 6.7 ilustra diversos pontos importantes. A vista A mostra o reservatório dividido em duas partes. Se soubermos que o influxo de água será predominante e se dará lateralmente, as completações deverão ser feitas nas partes altas da estrutura. Por outro lado, se o aqüífero for pequeno e se espera que sua ação seja fraca, deve-se priorizar a ação da capa de gás e para tanto canhonear os poços na parte baixa da estrutura.

Se, no entanto, for impossível prever, a priori, qual mecanismo será mais

atuante, a vista B sugere locar e completar poços para as duas situações. A desvantagem evidente é que os poços altos na estrutura serão tomados pelo gás se o mecanismo de capa de gás for predominante, ou os poços baixos na estrutura serão invadidos pela água se o aqüífero for atuante.

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A melhor maneira de agir num caso como esse é perfurar e completar alguns

poços e colocá-los em produção observando-se seus comportamentos para definição do mecanismo mais atuante, e, posteriormente perfurar os outros poços de desenvolvimento.

Fig. 6.7 - Reservatório de pouca espessura com aqüífero lateral e capa de gás.

Uniformidade da Rocha

Conforme acabamos de ver, em geral, devemos completar os poços nas partes altas das estruturas quando o mecanismo de produção predominante for influxo de água, e, canhonear nas partes baixas quando o mecanismo for capa de gás ou gás em solução. Assim agindo, tentaremos alcançar a maior recuperação de óleo com um número mínimo de poços perfurados. No entanto, se a areia for estratificada, tanto por intercalações de folhelhos como por variação de permeabilidade, provavelmente será necessário subdividir o intervalo a ser canhoneado para se conseguir uma melhor drenagem. Caso a experiência adquirida com a produção indique, canhoneios adicionais poderão ser realizados mais tarde, através de restaurações nos poços.

Para que seja mantido um controle eficiente, visando-se alcançar a máxima

recuperação, cada intervalo canhoneado deve corresponder a uma única zona produtora, sempre que possível. A espessura do intervalo completado deve ser a menor possível para alcançarmos a vazão desejada, evitando-se, assim, quedas de pressão desnecessárias, que podem resultar em efeitos de cone ou infiltrações de gás ou água nos poços. Essa estratégia também permitirá maior flexibilidade no futuro, em caso de necessidade de restaurações ou recompletações dos poços.

Completações que envolvam mais que um membro de um reservatório são

denominadas de “múltiplas”. Nessas completações cada membro ou zona canhoneada em um mesmo poço é controlado individualmente pela descida de mais que uma coluna de produção no poço. São empregadas quando há necessidade de controlar individualmente a produção de muitas zonas, com a perfuração de um número menor de poços.

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Manutenção de Pressão Um cuidadoso controle dos volumes produzidos de reservatórios com influxo de água efetivo ou por expansão de grandes capas de gás certamente nos conduzirá a altas recuperações de óleo. Se, no entanto, os deslocamentos por gás ou água pouco atuarem por culpa da baixa permeabilidade das rochas, o grau de recuperação poderá ser aumentado através de uma diminuição da vazão de produção do óleo ou por um severo controle da produção gás livre ou da água. Se esse controle severo também não der resultado, pode-se suplementar a ação do mecanismo natural pela introdução das chamadas operações de manutenção de pressão para aumentar os níveis de recuperação. A manutenção de pressão se dá pela injeção de gás ou água antes que a pressão do reservatório caia a níveis baixos. As operações de manutenção de pressão, particularmente aquelas que envolvem a injeção de gás, não se limitam apenas a aumentar a energia natural do reservatório, mas também a corrigir problemas criados pela locação inadequada de poços ou canhoneios em profundidades ineficientes. A locação imprópria de poços pode causar encolhimento da capa de gás ou infiltração de gás ou óleo nos poços. A vantagem das operações de manutenção de pressão é forçar o gás ou o óleo através da zona de óleo e fisicamente forçá-lo a percorrer os poros até os poços produtores. Além de ajudar o mecanismo de produção já presente, também mantém o gás em solução no óleo, e a viscosidade em níveis baixos permitindo um deslocamento mais fácil em direção aos poços. Recuperação Secundária Por diversas razões, um reservatório pode se aproximar do fim de sua vida primária, recuperando apenas uma pequena fração do óleo na jazida. Dentre essas razões, destacamos: (1) colocação do reservatório em produção antes de se conhecer o suficiente para desenvolver bem o campo e adotar práticas de produção adequadas; (2) ocorrências imprevistas, tais como vazamento no revestimento, que venha a dissipar a energia natural da jazida; (3) falta de disposição do operador em investir enquanto o campo está produzindo vazões economicamente atrativas; e (4) não reconhecimento, precoce, por parte do operador das vantagens de um planejamento e de um controle severo da operação. A ocorrência desses ou outros problemas tornam as operações de recuperação secundária possíveis e economicamente atrativas em datas posteriores ao início da produção do reservatório. Operações de recuperação secundária são, então, definidas como aquelas em que se tenta rejuvenescer o reservatório quando ele já está quase ou completamente depletado. Em geral, essas operações são executadas por meio de injeção de gás a baixa pressão ou de água. Apesar de, em muitos casos, as operações de recuperação secundária serem muito atrativas sob o ponto de vista econômico, o grau de atratividade dependerá de como o reservatório foi conduzido originalmente. Os campos sob mecanismo de gás em solução são os mais ineficientes e por isso os melhores candidatos para a aplicação de recuperação secundária. Os melhores projetos de recuperação secundária são aqueles montados em campos que tenham tido bom controle de produção durante a fase

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primária, em virtude do bom conhecimento a que se chega, pela análise dos dados obtidos a partir desse controle. Os projetos convencionais de recuperação secundária demandam a injeção de grandes volumes de gás ou água no interior do reservatório para deslocar óleo adicional para os poços. Da mesma maneira que o mecanismo de influxo de água é mais eficiente que o de capa de gás, a recuperação secundária por injeção de água é mais eficiente que por injeção de gás.

Padrões de Injeção

Além de uma configuração irregular, quatro são os principais padrões de locação dos poços para montagem de um projeto de recuperação secundária: a injeção em linha e as configurações com 5, 7 ou 9 poços (Fig. 6.8).

Fig. 6.8 – Padrões para recuperação secundária.

Dentre as configurações irregulares, se destaca aquela em os poços de injeção de água são locados na periferia do campo. O tipo de padrão a ser empregado dependerá dos poços já perfurados e disponíveis para injeção, geometria do reservatório e custo de perfuração de novos poços. Uma configuração em linha é aquela em que os poços de injeção estão alinhados em frente aos de produção. Pode haver uma única linha de poços de injeção localizados na parte baixa da estrutura se a injeção for de água, ou na parte superior se for gás. Se a geometria da jazida assim indicar, a configuração poderá ser montada com linhas alternadas de poços de injeção e produção. O mais importante na configuração escolhida é que todo o óleo venha a ser deslocado pela água que será injetada, e direcionado para um poço produtor.

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A Configuração com 5 Poços

As histórias de sucesso de projetos de injeção de água têm naturezas semelhantes. A descrição do mecanismo de deslocamento em uma configuração com 5 poços, que será descrita a seguir, tem a mesma natureza que a de outras configurações. Na configuração de 5 poços, o poço produtor tem poços de injeção a um espaçamento em cada uma de suas quatro direções, de modo que o óleo é empurrado pela água injetada por quatro poços em direção ao poço produtor colocado no centro dos quatro injetores. Se somente uma configuração de 5 poços existisse, os investimentos em perfuração seriam muito altos, em virtude da relação de quatro injetores para um só produtor. No entanto, os projetos de recuperação secundária usualmente têm muitas configurações de 5 poços adjacentes, de modo que relação tende a ser de um poço injetor para cada produtor.

Injeção de Água – Passo 1

No início da operação de um projeto de injeção de água em um reservatório que tenha sido depletado por mecanismo de gás em solução, a saturação de gás estará entre 20 e 30%, com saturação residual de óleo da ordem de 45 a 50%, dependendo da saturação de água conata. A Figura 6.10 mostra um esquema de um projeto de injeção de água através de uma configuração de 5 poços, na qual na parte A vemos a situação em planta e na B o corte indicado. As quatro ilustrações que se seguem contam a história do projeto, onde a planta (A) mostra a distribuição da frente de água e do banco de óleo, e o corte (B) esquematiza a distribuição das saturações ao longo do tempo. Note-se que as saturações de gás, água e óleo são mostradas separadamente no esquema para ilustrar a magnitude de seus valores, mas no reservatório os três fluidos estarão distribuídos uniformemente na rocha. A Fig. 6.9 mostra uma curva de vazão contra tempo com a indicação de onde se situa cada um dos passos dos quatro esquemas.

Fig. 6.9 – Histórico de produção típico de um reservatório de gás em solução seguido de projeto de injeção de água.

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Fig. 6.10 – Passo 1. Início do projeto com saturações de água, gás e óleo uniformes ao longo do reservatório.

Injeção de Água – Passo 2

Após a injeção de certa quantidade de água no reservatório, surge uma área de alta saturação de água em torno de cada poço de injeção. A frente dessa área de alta saturação de água é comumente tratada como um “banco de água”. À frente desse banco de água, o óleo se concentra, formando uma área de alta saturação de óleo, agora um “banco de óleo” ou “selo”. À frente desse banco de óleo, o reservatório permanece nas mesmas condições que no início do projeto de injeção de água (Fig. 6.11).

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Fig. 6.11 – Passo 2. Bancos de água e óleo formados.

Injeção de Água – Passo 3

À medida que mais água é injetada, o banco de água se expande radialmente e o selo de óleo aumenta até que quase todo o espaço poroso ocupado pelo gás seja preenchido por óleo ou água. Nesse ponto, consideramos que o reservatório foi preenchido, pois o espaço poroso ocupado pelo gás a baixa pressão no início do projeto está preenchido pelos dois outros fluidos. Também nesse ponto a produção de óleo começa a aumentar rapidamente (Figs. 6.9 e 6.12). Se alterarmos para mais ou para menos a vazão de injeção de água haverá um reflexo imediato na pressão tanto do poço de injeção como no de produção. Isso ocorre porque a pequena saturação de gás, agora existente na jazida, não consegue absorver a transmissão da onda causada pela variação da vazão. Ou seja, a grande saturação de líquido, por ser pouco compressível, transmite o efeito da variação da vazão quase que imediatamente até o poço de produção. A

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facilidade encontrada até esse ponto para injeção da água, representada pelas baixas pressões de injeção necessárias, diminui e uma maior pressão será exigida para se manter as mesmas vazões de injeção de água e de produção de óleo.

Fig. 6.12 – Passo 3. Reservatório preenchido, bancos de água e óleo .

Injeção de Água – Passo 4

À medida que as operações continuam, chega uma hora em que começa a aparecer água no poço produtor. A produção de água aumenta rapidamente e a produção de óleo começa a diminuir (Figs. 6.9 e 6.13). Tendo sido alcançados os níveis de recuperação secundária de óleo pretendidos, o projeto é abandonado, por não poder

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mais o óleo produzido sustentar os custos adicionais para elevar tanta água até a superfície e tratá-la para descarte .

Fig. 6.13 – Passo 4. Reservatório próximo ao abandono. Os fatores mais importantes no planejamento de um projeto de recuperação secundária são: (1) a engenharia para desenvolvimento do projeto deve ser baseada em bons dados do reservatório; (2) os padrões adotados para os poços de injeção e produção devem ser consistentes com a natureza e continuidade do reservatório; (3) para termos um acompanhamento de confiança devemos ter certeza que a zona a ser varrida seja completamente isolada; e (4) a injeção deve ser volumetricamente balanceada para que a água vinda de todos os poços de injeção atinja simultaneamente o poço de produção.