Livro: Engenharia de Reservatórios de Petróleo

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