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Apresentação

Engenharia de Reservatórios 2

Maria Luiza Cornelio Ramos

Curso de Graduação em Engenharia de Exploração e Produção de Petróleo

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Laboratório de Engenharia de

Exploração e Produção de Petróleo

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Grade Curricular

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Introdução ao

Equipamento xxx

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Engenharia de Reservatórios 1

Caracterização do reservatório (rocha e fluido)
Estimativa de volumes de hidrocarbonetos (óleo e gás)
Propriedades de rochas (porosidade, permeabilidade)
Propriedades dos fluidos
Mecanismos naturais de produção (expansão, gás em solução, capa de gás, etc.)
Balanço de materiais
Escoamento em meio poroso (Lei de Darcy)
Análise de testes de pressão em poços
Diagnóstico do comportamento do reservatório

Engenharia de Reservatórios 1 vs Engenharia de Reservatórios 2

Engenharia de Reservatórios 2

Previsão do comportamento do reservatório (forecast)
Simulação de reservatórios
Estratégias de produção
Métodos de recuperação secundária (injeção de água e gás)
Introdução à recuperação avançada (EOR)
Gestão e otimização da produção
Controle de pressão do reservatório
Planejamento de desenvolvimento de campo
Análise de cenários e tomada de decisão

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Lei da Conservação de Massa

Reservatórios envolvem sistemas multifásicos e multicomponentes, onde óleo, gás e água podem coexistir e variar com temperatura e pressão

As fases podem se misturar, surgir ou desaparecer ao longo do tempo

O comportamento do fluido no reservatório é governado pela conservação de massa

∂Wi/∂t → taxa de acumulação do componente i
∇ · Ni → fluxo do componente i
Ri → geração ou consumo do componente i dentro do reservatório

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Lei de Darcy

uj → velocidade do fluido
K → permeabilidade da rocha
μj → viscosidade do fluido
∇P → gradiente de pressão (diferença de pressão que faz o fluido se mover)

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Equação da Difusividade Hidráulica

∂P/∂t → variação da pressão ao longo do tempo
K → permeabilidade da rocha
φ (phi) → porosidade
μ → viscosidade do fluido
ct → compressibilidade total
∇²P → distribuição da pressão no espaço

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Modelos de Aquíferos

A difusividade mostra como a pressão se propaga no reservatório

Muitos reservatórios estão conectados a aquíferos

O aquífero pode manter a pressão durante a produção

A água invade o reservatório com a queda de pressão

Modelos de aquífero descrevem essa interação e impacto na produção

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Modelos de Aquíferos - Básica

We → volume de água que entra no reservatório (influxo do aquífero)
ct → compressibilidade total (quanto o sistema responde à variação de pressão)
Wi → volume inicial do aquífero (tamanho do aquífero)
Pi → pressão inicial do reservatório
P → pressão atual do reservatório

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Modelos de Aquíferos - Van Everdingen e Hurst

We(t) → volume de água que entra no reservatório ao longo do tempo
U → constante do sistema (depende das propriedades do aquífero e do reservatório)
ΔP → variação de pressão (queda de pressão no reservatório)
WeD(tD) → função adimensional do tempo

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Superposição de Efeitos

We(t) → volume total de água que entrou no reservatório até o tempo t
∫ → soma contínua ao longo do tempo
q(t−τ) → resposta do aquífero a uma variação de pressão aplicada no passado
ΔPθ (ou ΔP₀) → variação de pressão de referência usada na solução base
ΔP(τ) → variação de pressão em um instante anterior (no tempo τ)
dτ → pequeno intervalo de tempo

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Modelos de Aquíferos - Fetkovich

J → índice de produtividade do aquífero
Pa → pressão do aquífero
p → pressão do reservatório
(Pa − p) → diferença de pressão entre aquífero e reservatório
∫ dt → soma ao longo do tempo

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Modelos de Aquíferos - Tracy Carter

We(tD) → influxo acumulado de água no tempo adimensional
U → constante do sistema (propriedades do aquífero + reservatório)
∫ → soma ao longo do tempo (superposição de efeitos)
ΔP(τD) → variação de pressão no tempo passado τD
dWd(tD − τD)/dτD → derivada da função adimensional
(tD − τD) → efeito de atraso

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Esquemas de Injeção

Injeção Periférica

Injeção em malha

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Equação da Linha Fonte

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Eficiências de Varrido

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Modelo de Stiles

Ev → eficiência de varrido vertical
hi → espessura da camada i
Ki → permeabilidade da camada i
Kj → permeabilidade de referência (geralmente da camada invadida pela água)
Σ (Ki hi) → soma ponderada da permeabilidade pelas espessuras
hT → espessura total do reservatório

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Modelo de Dykstra-Parsons

Ev → eficiência de varrido vertical
Xi → fração da camada i que foi varrida pelo fluido
hi → espessura da camada i
Σ (Xi hi) → espessura efetivamente varrida
hT → espessura total do reservatório
L → fator que representa o efeito da heterogeneidade (ligado ao coeficiente de Dykstra‑Parsons)

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Modelo de Deslocamento Completo

Swi → saturação de água irreducível
Sw → saturação de água
So → saturação de óleo original
Sob → saturação de óleo no banco
Sor → saturação de óleo residual
Sg → saturação de gás original
Sgr → saturação de gás residual