1 PROPRIEDADES DOS FLUIDOS
1.1. Petróleo
1.1.1. Óleo e gás natural
1.2. Comportamento de Fases
1.2.1. Vaporização de uma substância pura
1.2.2. Vaporização de uma mistura
1.2.3. Diagrama de fases de uma mistura
1.3. Tipos de Reservatórios de Petróleo
1.3.1. Reservatórios de óleo
1.3.2. Reservatórios de gás
1.3.3. Reservatórios de óleo e gás
1.4. Propriedades Básicas dos Fluidos
1.4.1. Volume molar
1.4.2. Coordenadas reduzidas
1.4.3. Compressibilidade isotérmica
1.5. Misturas e Soluções
1.6. Propriedades Básicas das Misturas Homogêneas (Soluções) Ideais
1.6.1. Porcentagem em massa
1.6.2. Porcentagem em volume
1.6.3. Porcentagem em mol
1.6.4. Massa molecular
1.6.5. Coordenadas pseudocríticas e pseudo-reduzidas
1.6.6. Lei dos estados correspondentes
1.7. Propriedades dos Gases
1.7.1. Gás ideal
1.7.2. Misturas de gases ideais
1.7.3. Gás real
1.7.4. Misturas gasosas de hidrocarbonetos
1.8. Propriedades das Misturas Líquidas de Hidrocarbonetos
1.8.1. Caracterização de frações indefinidas do petróleo
1.8.2. Propriedades pseudocríticas
1.8.3. Massa específica
1.8.4. Densidade
1.8.5. Compressibilidade isotérmica
1.8.6. Equação de estado para um líquido de compressibilidade constante
1.8.7. Viscosidade
1.8.8. Fator volume-formação do óleo
1.8.9. Razão de solubilidade
1.8.10. Fator volume-formação duas fases do óleo
1.8.11. Correlações para Bo, pb e Rs
1.8.12. Liberações “flash” e diferencial
1.8.13. Uso de dados PVT para estudos de reservatórios
1.8.14. Pressão de bolha
1.8.15. Pressão ótima de separação
1.8.16. Propriedades da água
1.9. Problemas
Referências
2 PROPRIEDADES DAS ROCHAS
2.1. Porosidade
2.1.1. Definições
2.1.2. Rochas-reservatórios
2.1.3. Medição da porosidade
2.1.4. Porosidade média
2.2. Compressibilidade
2.3. Saturação de Fluidos
2.3.1. Definições
2.3.2. Métodos de determinação da saturação
2.3.3. Fatores que afetam a saturação
2.4. Permeabilidade
2.4.1. Definições
2.4.2. Fluxo linear permanente
2.4.3. Fluxo radial permanente
2.4.4. Combinações de permeabilidade
2.4.5. Analogia entre a lei de Darcy e outras leis físicas
2.4.6. Métodos de medição
2.4.7. Permeabilidade média
2.4.8. Fatores que afetam a permeabilidade
2.5. Capilaridade
2.5.1. Definições
2.5.2. Molhabilidade
2.5.3. Ascensão capilar
2.5.4. Processos de embebição e de drenagem
2.5.5. Curvas de pressão capilar
2.5.6. Medição da pressão capilar
2.5.7. Conversão dos dados de laboratório para o campo
2.5.8. O efeito Jamin
2.5.9. A função J de Leverett
2.6. Permeabilidades Efetiva e Relativa
2.6.1. Definições
2.6.2. Curvas de permeabilidade relativa – Fluxo de duas fases
2.6.3. Fatores que afetam a permeabilidade relativa
2.6.4. Razão de permeabilidades relativas
2.6.5. Fluxo de três fases
2.6.6. Obtenção das curvas de permeabilidade relativa
2.6.7. Representação analítica das curvas de permeabilidade relativa e de pressão capilar
2.7. Problemas
Referências
3 FLUXO DE LÍQUIDOS EM MEIOS POROSOS
3.1. Fluxo de Fluidos Incompressíveis
3.1.1. Lei de Darcy
3.1.2. Potencial de fluxo de um fluido
3.1.3. Aplicação do conceito de potencial
3.1.4. Fluxo inclinado
3.1.5. Fluxo horizontal
3.1.6. Lei de Darcy generalizada
3.1.7. Sistema de unidades de Darcy
3.1.8. Fluxo radial
3.2. Equação da Difusividade Hidráulica
3.2.1. Equação da continuidade
3.2.2. Equação de Darcy
3.2.3. Equação de estado
3.2.4. Soluções da equação da difusividade
3.3. Princípio da Superposição de Efeitos
3.4. Descontinuidades Lineares (Falhas e Barreiras) e Método das Imagens
3.5. Efeito de Película e Dano (ou Estímulo) de Formação
3.5.1. Superposição de efeitos
3.6. Produtividade de Poços em Regimes Estabilizados de Fluxo
3.6.1. Fluxo pseudopermanente
3.6.2. Fluxo permanente
3.6.3. Raio efetivo de um poço
3.7. Reservatórios Naturalmente Fraturados
3.8. Poços Verticais Artificialmente Fraturados
3.8.1. Tempo de estabilização e fator de forma em poços verticais fraturados
3.9. Cone de Água e/ou de Gás em Poços Verticais
3.9.1. Vazão crítica
3.9.2. Correlações para a estimativa da vazão crítica
3.10. Poços Horizontais
3.10.1. Dano ou estímulo
3.10.2. Modelo físico
3.10.3. Regimes de fluxo
3.10.4. Áreas drenadas por poços verticais e horizontais
3.10.5. Influência da anisotropia areal do meio poroso na área de drenagem
3.10.6. Tempo de estabilização em poços horizontais
3.10.7. Área de drenagem de um poço horizontal
3.10.8. Fluxo permanente
3.10.9. Comparação entre poços horizontais e poços verticais fraturados
3.10.10. Fluxo pseudopermanente
3.10.11. Cone de água e/ou de gás em poços horizontais
3.11. Problemas
Referências
4 FLUXO DE GASES EM MEIOS POROSOS
4.1. Equações Fundamentais do Fluxo de Gases
4.1.1. Equação da continuidade
4.1.2. Equação de fluxo
4.1.3. Equação de estado
4.2. Equação da Difusividade Hidráulica
4.2.1. Gás ideal
4.2.2. Gás real
4.3. Soluções da Equação da Difusividade
4.3.1. Gás ideal
4.3.2. Gás real
4.4. Soluções Aproximadas da Equação da Difusividade Hidráulica
4.5. Fluxo Turbulento e Efeito de Película
4.5.1. Fluxo linear permanente
4.5.2. Fluxo radial permanente
4.6. Equação Empírica Para Fluxo de Gás em Regime Estabilizado
4.7. Relação Entre as Equações de Fluxo Teórica e Empírica
4.8. Princípio da Superposição de Efeitos
4.9. Cone de Água
4.10. Poços Horizontais
4.10.1. Equações de fluxo
4.11. Problemas
Referências
5 MECANISMOS DE PRODUÇÃO DE RESERVATÓRIOS
5.1. Mecanismo de Gás em Solução
5.2. Mecanismo de Capa de Gás
5.3. Mecanismo de Influxo de Água
5.4. Mecanismo Combinado
5.5. Mecanismo de Segregação Gravitacional
Referências
6 INFLUXO DE ÁGUA
6.1. Modelo de van Everdingen & Hurst
6.1.1. Aqüífero radial
6.1.2. Aqüífero linear
6.2. Superposição de Efeitos
6.2.1. Discretização da equação da superposição
6.3. Modelo Aproximado de Fetkovich
6.4. Modelo de Hurst Modificado
6.5. Modelo de Carter-Tracy
6.6. Modelos de Leung
6.6.1. Modelo pseudopermanente (“PSS model”)
6.6.2. Modelo pseudopermanente modificado (“MPSS model”)
6.7. Comparação Entre os Modelos
6.8. Modelo de Influxo de Água de Fundo
6.8.1. Equações do problema
6.8.2. Solução do problema
6.9. Cálculo das Pressões Média e no Contato
6.9.1. Cálculo da pressão média do reservatório
6.9.2. Cálculo da pressão no contato
6.10. Problemas
Referências
7 BALANÇO DE MATERIAIS EM RESERVATÓRIOS DE GÁS
7.1. Introdução ao Balanço de Materiais
7.2. Equação de Balanço de Materiais Generalizada
7.3. Reservatórios Volumétricos de Gás Seco
7.3.1. Reservatórios volumétricos anormalmente pressurizados
7.4. Reservatórios de Gás Seco sob Influxo de Água
7.4.1. Linearização da equação de balanço de materiais
7.5. Reservatórios de Gás Condensado Não-Retrógrado
7.5.1. Cálculo do volume de gás equivalente ao condensado produzido
7.5.2. Cálculo do volume de vapor de água equivalente à água produzida
7.5.3. Cálculo da densidade do fluido do reservatório
7.5.4. Aplicação da equação de balanço de materiais
7.6. Reservatórios de Gás Condensado Retrógrado
7.7. Fator de Recuperação
7.8. Problemas
Referências
8 BALANÇO DE MATERIAIS EM RESERVATÓRIOS DE ÓLEO
8.1. Equação de Balanço de Materiais Generalizada
8.2. Linearização da Equação de Balanço de Materiais
8.3. Reservatórios com Mecanismo de Gás em Solução
8.3.1. Reservatório acima da pressão de bolha (óleo subsaturado)
8.3.2. Reservatório abaixo da pressão de bolha (óleo saturado)
8.4. Reservatórios com Mecanismo de Capa de Gás
8.5. Reservatórios com Mecanismo de Influxo de Água
8.6. Problemas
Referências
9 AJUSTE DE HISTÓRICO
9.1. Regressão Linear pelo Método dos Mínimos Quadrados
9.1.1. Qualidade do ajuste
9.1.2. Ajuste de histórico utilizando o modelo de Schilthuis
9.1.3. Ajuste de histórico utilizando o modelo de Hurst modificado
9.1.4. Ajuste de histórico utilizando o modelo de van Everdingen & Hurst
9.2. Estimativa de Parâmetros não Lineares
9.2.1. Método dos mínimos quadrados
9.2.2. Métodos robustos para a estimativa de parâmetros não lineares
9.2.3. Uso de restrições para os parâmetros
9.3. Não-Unicidade de Solução no Ajuste de Histórico
9.4. Problemas
Referências
10 PREVISÃO DE COMPORTAMENTO DE RESERVATÓRIOS USANDO A EQUAÇÃO DE BALANÇO DE MATERIAIS
10.1. Reservatórios de Gás
10.1.1. Reservatórios volumétricos
10.1.2. Reservatórios com influxo de água
10.2. Reservatórios de Óleo com Mecanismo de Gás em Solução
10.2.1. Reservatórios subsaturados
10.2.2. Reservatórios saturados
10.3. Reservatórios de Óleo com Mecanismo de Capa de Gás
10.3.1. Método de Muskat
10.3.2. Manutenção completa de pressão através da injeção de gás
10.3.3. Conversão da previsão de comportamento em funções da variável tempo
10.4. Reservatórios de Óleo com Mecanismo de Influxo de Água
10.4.1. Método de Fetkovich
10.4.2. Método de van Everdingen & Hurst
10.4.3. Método simplificado de Hurst
10.4.4. Método de Carter-Tracy
10.5. Problemas
Referências
11 ANÁLISE DE CURVAS DE DECLÍNIO DE PRODUÇÃO
11.1. Declínio Hiperbólico
11.1.1. Ajuste de histórico – determinação de ai e n
11.1.2. Previsão de comportamento
11.2. Declínio Exponencial
11.2.1. Ajuste de histórico – determinação de ai
11.2.2. Previsão de comportamento
11.3. Declínio Harmônico
11.3.1. Ajuste de histórico – determinação de ai
11.3.2. Previsão de comportamento
11.4. Análise de Curva de Declínio pelo Método de Gentry
11.5. Análise de Curva de Declínio pelo Método de Fetkovich
11.6. Análise de Curva de Declínio pelo Método de Tentativa e Erro em Gráfico Log-Log
11.7. Problemas
Referências
12 SIMULAÇÃO NUMÉRICA DE RESERVATÓRIOS
12.1. Tipos de Simuladores Numéricos de Fluxo
12.1.1. Classificação pelo tratamento matemático
12.1.2. Classificação pelo número de dimensões
12.1.3. Classificação de acordo com o número de fases
12.2. Desenvolvimento de um Simulador Numérico
12.2.1. Leis básicas
12.2.2. Fenômenos de transporte
12.2.3. Equações de estado
12.3. Uso de Simuladores Numéricos Para Estudos de Reservatórios
12.3.1. Coleta e preparação de dados
12.3.2. Preparação do modelo numérico
12.3.3. Ajuste de histórico
12.3.4. Extrapolação
12.4. Introdução às Diferenças Finitas
12.4.1. Discretização de uma função através da série de Taylor
12.4.2. Diferenças finitas e erro de truncamento
12.4.3. Derivadas parciais
12.4.4. Solução de equações diferenciais parciais
12.4.5. Análise de estabilidade
12.4.6. Análise de erros
12.5. Problemas
Referências
13 ESTIMATIVA DE RESERVAS
13.1. Definições
13.2. Condições de Reservatório e Condições-Padrão
13.3. Fator de Recuperação e Reservas
13.4. Condições de Abandono e Volume Recuperável
13.5. Métodos de Cálculo
13.5.1. Analogia
13.5.2. Análise de risco
13.5.3. Método volumétrico
13.5.4. Desempenho do reservatório
13.6. Problemas
Referências
14 MÉTODOS CONVENCINAIS DE RECUPERAÇÃO SECUNDÁRIA
14.1. Introdução à Recuperação Secundária
14.1.1. Aumento da eficiência de recuperação
14.1.2. Aceleração da produção
14.1.3. Incentivos à recuperação secundária
14.1.4. Alternativas à recuperação secundária
14.1.5. Classificação dos métodos de recuperação secundária
14.2. Métodos Convencionais
14.2.1. Esquemas de injeção
14.2.2. Mobilidade e razão de mobilidades
14.2.3. Injetividade em malhas regulares
14.3. Eficiência de Varrido Horizontal
14.3.1. Campo potencial e linhas de fluxo
14.3.2. Determinação analítica da área de varrido e do comportamento das linhas de fluxo
14.3.3. Determinação da eficiência de varrido horizontal
14.4. Eficiência de Varrido Vertical e Eficiência Volumétrica
14.4.1. Tratamento estatístico dos dados de um reservatório heterogêneo
14.4.2. Modelo de Stiles
14.4.3. Modelo de Dykstra-Parsons
14.5. Eficiência de Deslocamento
14.5.1. Modelo de deslocamento completo
14.5.2. Modelo de Buckley-Leverett
14.6. Eficiência de Recuperação
14.7. Comportamento da Razão Água/Óleo em Reservatórios Sujeitos ao Influxo de Água ou à Injeção de Água
14.8. Aspectos Operacionais da Injeção de Água
14.8.1. Fatores que influenciam um projeto de injeção de água
14.8.2. Componentes de um sistema de injeção de água
14.8.3. Controle e acompanhamento
14.8.4. Intervenções nos poços de injeção
14.8.5. Corrosão em sistemas de injeção de água
14.8.6. Depósitos e/ou Scale
14.8.7. Materiais utilizados
14.9. Problemas
Referências
15 MÉTODOS ESPECIAIS DE RECUPERAÇÃO SECUNDÁRIA
15.1. Reconhecimento dos Reservatórios Candidatos
15.2. Por Que Aplicar a Recuperação Especial?
15.2.1. Eficiência de varrido horizontal
15.2.2. Fator de contato
15.2.3. Eficiência de deslocamento
15.3. Métodos Miscíveis
15.3.1. Comportamento de fases nos fluidos hidrocarbonetos
15.3.2. Injeção de hidrocarbonetos
15.3.3. Injeção miscível de CO2
15.4. Métodos Térmicos
15.4.1 Injeção de fluidos quentes
15.4.2. Combustão in-situ
15.5. Métodos Químicos
15.5.1. Injeção de polímero
15.5.2. Injeção de solução micelar
15.5.3. Injeção de solução ASP
15.6. Outros Métodos
15.6.1. Injeção de vapor com solvente
15.6.2. SAGD
15.6.3. Aquecimento eletromagnético
15.6.4. Injeção de ar
15.6.5. THAI – (Toe to Heel Air Injection)
15.6.6. Injeção de surfactante
15.6.7. Injeção de soda cáustica
15.6.8. MEOR – (Microbial Enhanced Oil Recovery)
15.6.9. Controle da produção de água
15.7. Problemas
Referências
APÊNDICES
NOMENCLATURA