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Curso de Engenharia de Petróleo
Fortaleza, sábado, 10 de dezembro de 2022
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O Estudo da Engenharia de Reservatórios é realizado objetivando à retirada de fluidos de dentro das rochas, permitindo com que esses fluidos cheguem até a superfície. Na Engenharia de Reservatórios também são estudadas as características da jazida, a litologia, a propriedade dos fluidos contidos nas rochas, a maneira como estes fluidos interagem no interior das rochas e as leis físicas que regem o movimento dos fluidos no seu interior. O objetivo principal é maximizar a produção de hidrocarbonetos com o menor custo possível. As ferramentas de trabalho do engenheiro de reservatórios são geologia, matemática aplicada e os modelos computacionais, e as leis básicas da física e da química que regem o comportamento das fases líquida e vapor de petróleo bruto, gás natural e de água na rocha reservatório.
 
Objetivos da engenharia de reservatório:
 
  • Conhecer o fluido contido no reservatório (viscosidade, composição da mistura, densidade)
  • Conhecer as propriedades da rocha-reservatório (porosidade, permeabilidade, capilaridade, saturação)
  • Estimativa da Reserva: desenvolver um modelo teórico do reservatório que traduza o comportamento passado e possibilite a previsão futura deste reservatório (baseando-se no histórico de produção utilizando-se de modernos simuladores de fluxo)
  • Estudar e conhecer os mecanismos de produção do reservatório (gás em solução, capa de gás, influxo de água, mecanismo combinado, segregação gravitacional)
  • Gerenciar, planejar, desenvolver e acompanhar os campos
  • Estudar e propor método de recuperação secundária e/ ou avançada de petróleo (recuperação com injeção de água, injeção de gás, recuperação térmica com vapor, combustão “in situ”, com ação de polímeros)
  • Estudar o comportamento do fluido no interior da rocha reservatório (como se comporta a pressão do reservatório durante a produção do fluido nele contido).
 
Nos estudos de um reservatório é de suma importância o conhecimento das propriedades básicas da rocha e dos fluidos nela presentes. Essas propriedades informam as quantidades dos fluidos existentes nos poros da rocha, a sua distribuição, a capacidade desses fluidos se movimentarem e, principalmente, a quantidade de fluidos que se pode extrair.
 
  • Compressibilidade
 
A compressibilidade é uma propriedade básica estudada, que se define como sendo o “quociente entre a variação fracional de volume e a variação de pressão”, logo percebemos que quando se retira certa quantidade de fluido do interior da rocha, a pressão cai e os poros diminuem de tamanho. À relação entre esta variação fracional do volume dos poros e a variação de pressão dá-se o nome de “Compressibilidade efetiva de formação”, e é ela que pode desempenhar função importante no decorrer de certa etapa da vida produtiva de um reservatório de petróleo.

  • Saturação
 
Nas rochas não existem apenas hidrocarbonetos, contêm também água. Por conseguinte não é suficiente apenas o conhecimento do volume poroso para se estabelecer as quantidades de óleo e/ou água presentes nas formações. Para que essas quantidades sejam estimadas é preciso encontrar que percentual do volume poroso é ocupado por cada fluido. Esses percentuais recebem o nome de saturação. O reservatório quando descoberto, apresenta certa saturação de água, que se denomina água conata.
 
  • Permeabilidade
 
Para que uma rocha, mesmo com quantidades razoáveis de poros e neles contidos hidrocarbonetos, é preciso que a rocha permita o movimento dos fluidos através dela. Quanto mais cheios de estrangulamentos, mais estreitos e mais tortuosos forem os canais porosos, maior será o grau de dificuldade para os fluidos percorrerem no seu interior. A medida da capacidade de uma rocha permitir o fluxo de fluidos é chamada permeabilidade.
Existem três tipos de permeabilidade, a permeabilidade absoluta que consiste apenas em um fluido saturando a rocha, a permeabilidade efetiva que é a comparação entre a facilidade de movimento dos fluidos existentes na rocha em relação ao fluido considerado, e a permeabilidade relativa que se dá ao normalizar os dados de permeabilidade, ou seja, dividir todos os valores de permeabilidade efetiva por um mesmo valor de permeabilidade escolhido como base, geralmente utiliza-se a permeabilidade absoluta.
 
  • Mobilidade
 
Define-se mobilidade de um fluido como sendo a relação entre a permeabilidade efetiva e a sua viscosidade.
 
  • Tipos de Reservatórios
 
Devido às diferentes composições das misturas de hidrocarbonetos e das diferentes condições de temperatura e pressão, existem três tipos de reservatórios, são eles: reservatório de óleo, reservatório de gás e reservatório que possuem duas fases em equilíbrio (reservatório de gás úmido e reservatório de gás seco, reservatório de gás retrogrado).
 
  • Fluidos Produzidos
 
Um reservatório típico apresenta uma vazão de produção de óleo, uma vazão de produção de gás e uma vazão de produção de água. Existem algumas relações na engenharia de petróleo que são utilizadas como indicadores, os mais utilizados são a razão de gás-óleo, RGO, a razão água-óleo, RAO, e o BSW que é o quociente entre a vazão de água mais os sedimentos que estão sendo produzidos e a vazão total de liquido e sedimentos.
 
 
Fonte: Texto produzido pelos alunos da Primeira Turma do Curso de Engenharia de Petróleo da UFC com base nos livros " O Universo da Indústria Petrolífera- Da Pesquisa à Refinação", de José Salgado Gomes. Fundação Calouste-Gulbenkian, Portugal, 2ª Edição, 2011 e "Fundamentos de Engenharia de Petróleo", de José Eduardo Thomas. Editora Interciência, 2001.