Métodos Recuperação Petróleo

9/8/2013
1
PTR-0402
Prof. Dr. Marcos Allyson Felipe Rodrigues
Métodos convencionais de recuperação
suplementar
Introdução
As acumulações de petróleo possuem, na sua descoberta, uma
certa quantidade de energia, denominada energia primária;
Durante a produção há uma dissipação da energia;
Para minorar os efeitos da dissipação da energia primária, são
praticadas duas linhas de ação:
Suplementar com energia secundária;
Reduzir as resistências viscosas e/ou capilares por meios de
métodos especiais;
A quantidade de óleo retirada de um reservatório unicamente
devido a suas energias naturais é chamada recuperação primária;
Recuperação secundária é a quantidade adicional de óleo obtida
por suplementação da energia primária com energia secundária;
Introdução
Os métodos de recuperação foram desenvolvidos para se obter
uma produção maior de petróleo, além de acelerar a produção;
As primeiras experiências buscavam fornecer pressão ao
reservatório por meio da injeção de fluidos. Entretanto, nem
sempre o aspecto mais crítico era a baixa pressão e, com isso,
surgiram diversos processos que se conhecem atualmente.

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2
Métodos de recuperação avançada
Métodos Convencionais de Recuperação: injeção de água e injeção de
gás imiscível.
Métodos Especiais de Recuperação: processos mais complexos, cujas
tecnologias ainda não estão satisfatoriamente desenvolvidas.
“Manutenção de Pressão”: prática que consiste na injeção de água
e/ou gás ainda no início da vida produtiva do reservatório, que tem por
finalidade manter a pressão em níveis elevados, preservando as
características dos fluidos e do fluxo.
Incentivos à recuperação avançada
Preço do petróleo
Custo de exploração
Custo de desenvolvimento
Custo de produção
Avanços tecnológicos
Alternativas à recuperação avançada
Exploração de reservas não convencionais;
Estimulação de poços;
Uso de poços especiais;
Reestudo de áreas julgadas improdutivas ou antieconômicas.

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3
Objetivo: Deslocar o óleo para fora dos poros da rocha (comportamento
mecânico), sem que os fluidos se misturem entre si ou interfiram na
rocha-reservatório.
Óleo residual: óleo retido nos poros da zona invadida pela água.
Fluido injetado (deslocante, ex. água) deve empurrar o óleo (fluido
deslocado), e ir ocupando o espaço deixado á medida que este vai
sendo expulso.
A eficiência de recuperação é em torno de 30 a 50%.
Fatores que influenciam um projeto de injeção de água
Mecanismos de produção do reservatório.
Características da rocha.
Características dos fluidos.
Profundidade do reservatório.
Conformação estrutural do reservatório.
Fluidos de injeção: água ou gás natural
Água de injeção
- Água subterrânea;
- Água de superfície;
- Água do mar;
- Água produzida.
Gás natural Mesma composição da produção
ou após ser processado.
Gás: simples agente mecânico de deslocamento

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4
Projetos de injeção
Aspectos que devem ser considerados:
Viabilidade técnica e econômica;
A maneira como os poços de injeção e de produção serão
distribuídos no campo de petróleo.
Características físicas do meio poroso e dos fluidos envolvidos;
Proporcionar alta produção de petróleo;
Quantidade de poços novos a serem perfurados seja a menor
possível.
Aspectos comuns a todos os projetos
Quantidades e distribuição dos poços de injeção e de produção;
Pressões e vazões de injeção;
Estimativas das vazões de produção, e
Volumes de fluidos a serem injetados e produzidos.
São dados necessários para:
Dimensionamento de equipamentos;
Viabilidade econômica do projeto.
Esquemas de injeção
Esquemas de injeção:
Injeção periférica
Injeção na base,
Injeção no topo e
Injeção em malhas.
Para reservatórios planos, horizontais e de pouca espessura, pelo fato de
não existirem pontos preferenciais para injeção de fluidos, os poços de
injeção e produção são distribuídos de maneira homogênea em todo o
reservatório.

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Esquemas de injeção - Injeção periférica
Esquemas de injeção - Injeção no topo
Esquemas de injeção - Injeção na base

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Esquemas de injeção - Injeção em malhas
Injeção em linha direta
d é a distância entre as linhas;
a é a distância entre os poços na linha.
Injeção em linhas esconsas
Malha five-spot

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Malha seven-spot
Malha nine-spot
Malha seven-spot invertido

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8
Malha nine-spot invertido
Mobilidade e Razão de mobilidade
Para o deslocamento imiscível de um fluido por outro costuma-se
definir as mobilidades dos fluidos e a razão de mobilidades.
A mobilidade é definida como:
i
i
i
k
µ
λ =
Razão de mobilidade:
o
D
M
λ
λ
=
Se o fluido deslocante é a água:
o
w
M
λ
λ
=
Mobilidade e Razão de mobilidade
A eficiência de deslocamento depende das tensões interfaciais entre o fluido
injetado e o do reservatório, propriedades rocha -fluido, e do volume injetado.
Razão de mobilidade:
O
W
M
λ
λ
=

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Injetividade em malhas regulares
Em um projeto de injeção de água é necessário o conhecimento dos valores,
pelo menos aproximados, das vazões e das pressões de injeção.
Valores muito altos de pressões de injeção podem acarretar fraturas nas
formações e prejudicar seriamente o deslocamento do óleo pela água.
Por outro lado, é necessária uma boa injetividade para se obter uma boa
produtividade.
Os valores de vazão e de pressão de injeção são necessários também para o
dimensionamento dos equipamentos de superfície a serem utilizados no projeto de
injeção.
Estudos foram feitos, principalmente por Mustak (1941, 1981) e Deppe (1963),
sobre injetividade para os vários tipos de geometria de injeção.
Considera-se que M = 1, saturação de gás inicial = 0 e regime permanente.
Linha direta (d/a ≥1)
]798,0)/(682,0)/[log(
1
−+
∆
=
adra
PhkC
q
wo
o
inj
µ
Linha esconsa (d/a ≥1)
]798,0)/(682,0)/[log(
1
−+
∆
=
adra
PhkC
q
wo
o
inj
µ
five spot
seven spot
]2688,0)r/d[log(
PhkC
q
wipo
o1
inj
−µ
∆
=
]2472,0)/[log(
2
−
∆
=
wipo
o
inj
rd
PhkC
q
µ
dip é a distância entre os poços de injeção e
produção

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10
nine spot invertido
]1183,0)/[log(
2
1
,1
−





+
+
∆
=
wo
cio
inj
rd
R
R
PhkC
q
µ
Onde é a diferença de pressão entre os poços i e c. R a razão
entre as vazões de produção dos poços localizados nos cantos da
malha (poços c) e nas laterais ( poços s)
ciP ,∆
Defini-se injetividade ou condutividade como sendo a relação entre a vazão de
injeção medida em condições-padrão correspondente a diferença de pressão
entre os poços injetor e produtor:
P
Q
II
inj
∆
=
Quando a razão de mobilidade é diferente de 1, a injetividade varia com o
tempo. Denomina-se, então, a razão de condutividade:
0twinj
twinj
0tinj
tinj
)P/B/q(
)P/B/q(
)P/Q(
)P/Q(
== ∆
∆
=
∆
∆
=γ
A figura abaixo apresenta um gráfico da razão de condutividade em função da
razão de mobilidade, obtido experimentalmente em uma malha de 5 pontos, para
diversos valores de volume de água injetado.
O volume deslocável é definido por:
)SS(VV oropDL −=

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Eficiência de varrido horizontal
Em qualquer projeto, independentemente do esquema escolhido, existe uma
área total definida que está sujeita à influência da injeção. Por ex., em um
esquema five-spot essa área total é a área da malha base, ou seja, um quadrado.
Eficiência de varrido horizontal é a relação entre a área invadida pelo fluido
injetado e a área total do meio poroso:
tinvA A/AE =
Eficiência de varrido horizontal - determinação
Para um melhor entendimento do processo de deslocamento de um fluido por
outro, considere um ensaio hipotético para determinação da eficiência de varrido
horizontal em um modelo físico que utiliza o esquema de injeção five-spot
invertido.
Admitir que inicialmente o meio poroso contenha apenas água e óleo, estando
a água na forma de saturação irredutível. Nesse instante, o volume de óleo
contido no meio poroso pode ser calculado por:
opoi SVV ⋅=
Se fosse feita uma injeção de água por um tempo infinito restaria no meio
poroso um volume residual de óleo, dado pela expressão:
orpor SVV ⋅=
Devido aos efeitos de capilaridade, apenas uma parte do óleo pode ser
deslocada. A essa parte dá-se o nome de volume deslocável ou óleo móvel,
dado pela expressão:
)SS(VV oropDL −=

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Para determinar o volume de água que invadiu o meio poroso, é suficiente
subtrair da água atualmente existente na região invadida a parcela que já se
encontrava aí na forma de saturação de água conata, antes da injeção:
)( wiwpinvwinv SSVV −=
Ao volume de água que invadiu o meio poroso corresponde igual volume de
óleo deslocado e por conseqüência produzido:
)SS(VV wiwpinvD −=
Admitindo que a água desloca todo o óleo da região invadida, com exceção do
óleo residual:
orw S1S −=
No início da injeção:
Logo: )SS(VV oropinvD −=
O volume injetado é dada pela equação: tqV injwinj ⋅=
owi SS −=1

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Para determinar o volume injetado adimensional:
Para determinar o volume deslocado adimensional:
A
t
inv
orot
oroinv
DL
D
E
A
A
)SS(hA
)SS(hA
V
V
==
−φ
−φ
=
cte
V
V
DL
winj
=
A produção acumulada de óleo nas condições padrão é dada pela expressão:
o
DLA
p
B
VE
N =
O volume de água injetado nas condições nas condições padrão:
eloDL
winj
w
orop
inj
V
V
B
SSV
W
mod
)(





−
=
Quando existe uma saturação inicial de gás móvel,as equações devem ser
modificadas:
O volume de enchimento do reservatório (fill-up):
O volume deslocável é dado por:
o
FUwinjDLA
p
B
VVE
N
)(−
=
)()( grgpFUwinj SSVV −=
( ) ( )[ ]grgorotDL SSSShAV −+−= φ

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A Figura abaixo mostra curvas de eficiência de varrido horizontal para
diferentes valores de razão de mobilidades:
Para o modelo five-spot:
ow
w
winj
qq
q
ff
+
==
As figuras abaixo apresentam gráficos de eficiência de varrido horizontal no
instante de breakthrough (EA)BT versus razão de mobilidades para os modelos
de injeção em linha direta e em linha esconsa, respectivamente, para uma
razão d/a igual a 1.

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Fazer Exercício 2 da lista de exercícios de sala
Eficiência de varrido vertical e eficiência volumétrica
Eficiência de varrido vertical:
Eficiência volumétrica:
ltransversaseçãodatotalverticalárea
águapelainvadidaverticalárea
Evv =
malhadatotalvolume
águapelainvadidovolume
Ev =
Modelo de Stiles
O fluxo é linear e as camadas são isoladas entre si;
A razão de mobilidade é unitária (M=1);
A velocidade de frente de avanço de água em qualquer camada é proporcional
à permeabilidade absoluta da camada e, para um diferencial de pressão entre
os poços de injeção e de produção (∆P) constante, a velocidade é constante;
O deslocamento é completo;
Todas as camadas possuem a mesma porosidade,a mesma permeabilidade
relativa ao óleo na zona de óleo e á água atrás da frente de avanço, e todas
apresentam a mesma variação na saturação de óleo (∆so=So-Sor) devida ao
deslocamento pela água.

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Modelo de Stiles
Aplicado para um sistema estratificado com largura W e contendo n camadas
com permeabilidades k1>k2>k3>...>kn e espessuras h1, h2, h3, ..., hn.
A eficiência volumétrica, em um determinado instante de tempo é:
t
ii
v
Lh
hX
E
∑=
∑= it hh
é a posição da frente de
avanço da água na camada i
Para uma camada i qualquer (i > j):








=
j
i
ji
k
k
XX
Modelo de Stiles
No instante do breakthrough da camada j, a posição da frente de avanço nas
camadas superiores, ou seja, para i ≤ j, é igual à distância entre os poços injetor e
produtor: Xi = L.
Admitindo que os fluidos sejam praticamente incompressíveis, em uma camada j
qualquer a vazão é dada, em condições de reservatório, por:
L
PAk
L
PAk
qqq
o
jo
w
jw
owj
µµ
∆
=
∆
===
O fluxo fracionário, imediatamente após o breakthrough da camada j, é:
∑
∑
=
=
== n
i
i
j
i
i
t
w
w
kh
kh
q
q
f
1
1
)(
)(

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Modelo de Dykstra-Parsons
As hipóteses são as mesmas do modelo de Stiles, exceto que a razão de
mobilidades não é necessariamente igual a 1.
No instante do breakthrough da camada j a posição da frente de avanço da
água em uma camada i qualquer (i>j) é:














−
−+−
=
1
)1( 22
M
k
k
MMM
LX
j
i
i
A eficiência volumétrica, em um determinado instante de tempo é:
t
ii
v
Lh
hX
E
∑=
Modelo de Dikstra-Parsons
)]([
)(
iiw
rwi
iinj
XLMX
PAkk
q
−+
∆
=
µ
A vazão de injeção é dada por:
Se a vazão for medida em condições-padrão:
)]([
)(
iiww
rwi
iinj
XLMXB
PAkk
Q
−+
∆
=
µ

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Eficiência de deslocamento
É a medida da redução da saturação de óleo na região invadida pelo fluido
deslocante.
Modelos empregados
Deslocamento completo
Buckley-Leverett
Eficiência de deslocamento – Deslocamento completo
Admite que somente o fluido deslocante se move na região do reservatório
por ele invadida. Desse modo, o fluido deslocante ao penetrar no meio poroso
vai deslocando o fluido que aí se encontra como se fosse um pistão.
a) Distribuição no meio poroso
Geralmente a Sg na região invadida
pela água e no banco de óleo tende a
ser nula, pois parte da Sg existente no
início é deslocada pelo óleo e parte é
redissolvida no óleo.
Em muitos casos a injeção de água é
iniciada a uma P > Ps e, nesse caso, a
Sgi é nula em todos os pontos.
O banco de óleo formado à frente da região invadida pela água cresce à medida
que o volume de água injetado cresce. Quando esse banco atinge a extremidade
de produção diz-se que houve o fill-up (enchimento) do reservatório.
Quando a frente de avanço da água atinge a extremidade de produção diz-se
que houve o breakthrough (erupção) da água.

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b) Posição da frente de avanço da água
O aumento do volume de água na região invadida deve ser igual ao
volume acumulado de água injetada.
A posição da frente de avanço da água, para fluxo linear é:
A posição da frente de avanço da água, para fluxo radial é:
)SSS1(A
V
X
wiorgr
winj
a
−−−φ
=
)1( wiorgr
winj
a
SSSh
V
R
−−−
=
φπ
c) Posição da frente de avanço do óleo
O decréscimo do volume de óleo na região invadida deve ser igual ao acréscimo
de volume do mesmo no banco de óleo. Logo, a posição da frente de avanço do
óleo, para fluxo linear é:








−−−
−
+=
)SSS1
SS
1XX
wiogr
oro
ao
d) Volume deslocável de óleo e eficiência de deslocamento
Volume deslocável – é o máximo volume de óleo que se pode produzir injetando-
se na formação um fluido imiscível:
)1()( orwiporopDL SSVSSVV −−=−=
)1
1
wiogr
oro
ao
SSS
SS
RR
−−−
−
+=
Fluxo radial

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oro
p
orop
SS
V
SSV
ED −=
−
=
)(
wi
oro
wip
orop
S
SS
SV
SSV
ED
−
−
=
−
−
=
1)1(
)(
ou
É a relação entre
o VDL e o Vp.
É a relação entre
o VDL e o N.
e) Pressão de injeção antes do fill-up






−+=∆ )1( M
X
X
M
Ak
Xq
P
o
a
w
owinj µ
Fluxo linear
Fluxo radial












+





=∆
a
o
w
a
w
winj
R
R
M
R
R
Ln
Ak
q
P ln
2π
µ
e) Pressão de injeção após o fill-up
A equação abaixo mostra que para uma vazão de injeção constante, a queda de
pressão (ou pressão de injeção) após o fill-up:
- decresce com o aumento Xa quando M > 1.
- cresce com Xa quando M < 1.




−+=∆ )1( M
L
X
M
Ak
Lq
P a
w
winj µ
Fluxo linear
Fluxo radial












+





=∆
a
e
w
a
w
winj
R
R
MLn
R
R
Ln
Ak
q
P
π
µ
2

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Fazer Exemplo 14.6 – pág.616
Eficiência de deslocamento – Buckley-Leverett
O fluido injetado ao penetrar no meio poroso age como se fosse um pistão com
vazamento
Considerações para a dedução de equações
Fluxo acontece num meio poroso linear;
Homogêneo;
Isotrópico;
Os fluidos considerados são incompressíveis;
Não ocorre mudança de fase.
Equação do fluxo fracionário
w
w
o
o
w
k
k
f
µ
µ
+
=
1
1

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Curva do fluxo fracionário de água
Equação da taxa de avanço frontal
SwSw
wwinj
sw
d
df
A
Bw
x 





=
φ
Distância xsw do ponto de
injeção, o ponto que tem
saturação Sw
Saturações médias
A eficiência de um processo de deslocamento de um fluido por outro em um
meio poroso pode ser verificada a partir de saturação dentro das áreas que foram
invadidas pelo fluido injetado;
O comportamento das saturações dos fluidos dentro da zona invadida é outro
aspecto importante no estudo do deslocamento de fluidos;

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Frente de avanço
Zona atrás da frente
de avanço
Saturação média
atrás da frente de
avanço
wf
wf
wfwf
f
f
SS '
1−
+=
wf
wf
wf
SS
f
f
−
−
= *
1
'
'
1
*
wf
wf
wf
f
f
SS
−
+=
Saturação média atrás
da frente de avanço
Saturação residual de óleo média na região invadida:
wfor SS −=1

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Obtenção da saturação média graficamente:
)( wiwlpD SSVV −=
Saturação de água
conata = Swi
Saturação de água
conata ≠ Swi
wjwf
wjwf
wf
SS
ff
f
−
−
='
Obtenção das curvas de fluxo fracionário a partir de dados de campo
o
wwo
o
t
o
o
q
qqq
q
q
q
f
+
=
+
==
1
1
o
w
w
opp
p
q
q
B
BWNd
dN
tg
+
=
+
=
1
1
)(
β






−+
=
1
1
1
1
βtgBo
Bw
fo






−+
−=−=
1
1
1
1
11
βtgBo
Bw
ff ow

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25






−+
−=−=
1
1
1
1
11
βtgBo
Bw
ff ow
Os valores do fluxo fracionário de água, calculado pela equação acima,
podem ser utilizados para se estimar os valores das razões entre as
permeabilidades efetivas ou relativas à água e ao óleo. Isso pode ser feito
explicitando-se essa relação na definição de fluxo fracionário mostrado no slide 61.
w
w
o
o
w
k
k
f
µ
µ
+
=
1
1






−





=
w
w
o
w
o
w
f
f
k
k
1µ
µ
Chama-se óleo móvel a diferença entre a saturação inicial e a irredutível
(residual) de óleo.
A injeção de água por um tempo real conduz a uma saturação residual
média de óleo de tal maneira que a saturação correspondente ao volume
deslocado é igual a:
A eficiência de deslocamento (ED) pode ser definida então como a relação
entre o óleo deslocado a um determinado tempo e o óleo móvel:
ordeslocadoo SSoS −=−
oro
oro
D
SS
SS
E
−
−
=
ormóvelo SSoS −=−
Fazer Exemplo 14.7 – págs.639 e 640

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Influência dos parâmetros do sistema rocha-fluido na eficiência de deslocamento
As propriedades do sistema rocha-fluido (permeabilidades relativas e
viscosidades) determinam o tipo de deslocamento que ocorrerá durante um
processo de recuperação secundária convencional;
É comum admitir-se que as propriedades do óleo não são alteradas durante o
processo, podendo-se no entanto injetar diferentes tipos de fluido, de tal maneira a
se otimizar a recuperação de óleo existente no reservatório;
Na equação de fluxo fracionário, reduzir a permeabilidade relativa à água ou
aumentar sua viscosidade produz o mesmo efeito sobre a curva de fluxo fracionário
de água, reduzindo os valores de fw para uma determinada saturação de água;
Mesmo que os pontos terminais da curva de fluxo fracionário não sejam
modificados, variando o formato da curva pode-se alcançar uma antecipação da
produção de óleo que seria obtida até o final do projeto.
Eficiência de recuperação – Buckley-Leverett
Eficiência de recuperação (ER) Pode ser definida como o produto entre as
eficiências de varrido horizontal, de varrido vertical e de deslocamento.
Mas, sabendo que a eficiência de varrido horizontal multiplicada pela
vertical, tem-se a eficiência volumétrica, logo:
DvvAR EEEE =
DvR EEE =
Comportamento da RAO em reservatórios sujeitos ao influxo
de água ou à injeção de água
Gerenciamento de reservatórios
Em reservatórios de óleo sujeitos ao mecanismo de influxo de água ou ainda
tenha sido implantada um projeto de injeção de água, a tendência é haver um
aumento gradativo da produção de água nos poços;
A extrapolação da produção futura de água pode ser útil na avaliação de
tratamentos de poços que visem a redução da produção de água;
Chan propôs uma nova técnica para se determinar os mecanismos responsáveis
pela produção excessiva de água: cone e canalização através de camadas mais
permeáveis.
A previsão de comportamento futuro
Controle da produção de água em campos
maduros

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Gráficos log-log da RAO versus tempo apresentavam diferentes
características para diferentes mecanismos;
breaktnrough
Depleção da camada em que
ocorreu o breakthrough
Erupção em
outra camada
Gráficos com as derivadas em relação ao tempo de RAO ou RGO
possibilitam distinguir se o poço está sob o efeito de cone de água ou de gás,
canalização através de camadas mais permeáveis ou canalização nas imediações
do poço. canalização
cone
Obrigado!!!!

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