Explotacao_de_petroleo_12_06

8/8/2019 Explotacao_de_petroleo_12_06

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METODOLOGIA DA EXPLOTAÇÃO DE PETRÓLEO: DA INTERPRETAÇÃO DEPERFIS À PREVISÃO DE PRODUÇÃO

Nininberg Nascimento Sales de SousaTiago Nunes

Overlan Santos Andrade

Alexandre Santos Mota

Cláudio Borba

RESUMO

Na indústria do petróleo o melhor momento é quando se comprova aexistência de um reservatório, através da perfuração do poço, antes só observadopela sísmica. A partir deste ponto se inicia outra fase de estudos que visa mensurar as propriedades estáticas do reservatório: tipo de rocha, porosidade e saturação defluídos. Para a obtenção desses dados é efetuada a perfilagem de poço, que serviráde fundamento para todos os outros estudos. Com os dados de porosidade e

saturação de óleo obtidos através da interpretação de perfis, se inicia a correlaçãode poços a fim de se conhecer a geometria do reservatório, e com a junção dosdados de porosidade e correlação de poços se obtém o mapa estrutural que fornecea área do reservatório. Com esses dados se calcula o volume de óleo in place e acapacidade produtiva do reservatório através da previsão de produção. Com isso asempresas petrolíferas dão valor a suas reservas assim como desenvolvem seusprojetos de explotação.

PALAVRAS-CHAVES

Previsão de produção, perfilagem, reservatório, correlação de poços, volume in

place.

ABSTRACT

In the petroleum industry the best moment is the proving of the existence of one producing reservoir, by drilling the borehole, previously only observed on seismicdata. From that point begins another round of studies in order to measure the staticproperties of the reservoir: rock type, porosity and fluid saturations. To obtain these



data it is carried out the well logging that provides a foundation for additional studies.The lithology, porosity and oil saturation obtained from well log interpretation areused for the well correlation in order to know the reservoir geometry. Then is

elaborated the structural map that provides the area of the reservoir. With this data itis possible to estimate the oil in place volume and the productive capacity of thereservoir through the production forecast. The above products are used by the oilcompanies to give value to their reserves and develop their production projects.

KEYWORDS

Production forecast, well logging, reservoir, correlation, stock-tank oil initial in place.

INTRODUÇÃO

No processo de exploração e explotação de petróleo, após a interpretaçãosísmica e a elaboração do prospecto exploratório e do projeto de poço, é perfuradoum poço pioneiro. Este trabalho parte da reprodução de prática investigativa onde foifornecido aos alunos o dado adquirido na perfilagem de um poço pioneiro, fictício,com os perfis raios gama (GR), resistividade (ILD), densidade (RHOB) e neutrão(PHIN), de modo a verificar a existência do reservatório. Depois de comprovada aexistência de reservatório, foram perfurados e perfilados novos poços na área dadescoberta, que foram utilizados na construção do mapa estrutural com adelimitação da área do reservatório através da correlação de poços. De posse domapa estrutural foi calculado o volume de óleo da acumulação. Neste trabalho foifundamentada a base para a análise e em seguida apresentado os tópicos das

práticas investigativas, fazendo um comparativo e indicando um dos vários métodosde interpretação dos dados obtidos nas pesquisas sísmicas e de perfilagem depoços.

Este trabalho busca mesclar a fundamentação teórica com exemplos práticos.Por isso a metodologia empregada neste trabalho é a mesma utilizada largamentena indústria de petróleo.



FUNDAMENTAÇÃO: PERFILAGEM DE POÇOS

A perfilagem pode ser realizada em qualquer momento, mas principalmente

logo após a perfuração de um novo poço para se verificar a sua viabilidade produtivaatravés de parâmetros físicos (principalmente resistivos, acústicos e radioativos).Esses dados são interpretados e utilizados para o estudo das propriedades estáticasdas rochas como porosidade, permeabilidade, saturação e identificação dos fluidos,diâmetro do poço, delimitação da espessura do reservatório, velocidade sônica evolume de argilas. Existem vários tipo de perfis que usam várias variáveis para adefinição das propriedades estáticas do reservatório, e eles serão abordados aseguir.

RAIOS GAMA (GR)

Este tipo de perfil mede a radioatividade natural emitida pela rocha, quandohá presença de Urânio, Tório e Potássio. É utilizado principalmente paradeterminação do tipo de rocha, e também para o cálculo de volume de argilaexistente na rocha (a argila é nociva à qualidade do reservatório). Logo, os menoresvalores indicam arenito quartzoso, calcário ou halita, enquanto valores maioresindicam argila, folhelho, arenitos feldspáticos, rochas metamórficas ou ígneas. Outraaplicação deste perfil é a marcação do topo e base das camadas (correlação).

POTENCIAL ESPONTÂNEO (SP)

Este perfil mede a diferença de potencial elétrico que ocorre entre a lama deperfuração e o fluído existente na rocha, mas para isso a lama deve ser à base deágua. A unidade de medição é o milivolt. A curva deste perfil mostra deflexões, onde

nas ocorrências de deflexões à direita indicam salinidade da formação inferior asalinidade da lama, deflexões a esquerda indicam salinidade da formação superior ao da formação e não havendo deflexão é sinal de que a formação é impermeávelou tem salinidade idêntica a da lama. Este perfil é utilizado na estimativa depermeabilidade e identificação do tipo de rocha.

RESISTIVIDADE (ILD)

Para a realização deste perfil é descida uma ferramenta que induz umacorrente elétrica e mede a resistividade da formação em relação à passagem dessa



corrente. A unidade de medida é a ohm.m, que é apresentado na curva geralmenteem escala logarítmica de 0,2 – 200 ohm.m. Como esta unidade mede a resistividadee conhecendo as propriedades resistivas das substâncias, onde os altos valores de

resistividade podem indicar a presença de água doce (geralmente em baixasprofundidades), óleo, gás ou rocha com baixa porosidade (sem condições dearmazenar hidrocarbonetos). Já baixos valores de resistividade indicam a presençade água salgada, geralmente em profundidades mais elevadas. Com este perfil épossível a identificação dos fluidos existentes no reservatório.

DENSIDADE (RHOB)

Uma ferramenta bombardeia a formação com raios gama e em seguida medea resposta da formação a esse bombardeio. Ela utiliza a unidade de densidadesegundo o sistema internacional que é a g/cm³, normalmente com valores no perfilque variam de 2 – 3 g/cm³. Esses dados são utlizados para a identificação dos tiposde rocha e cálculo da porosidade. Os vários tipos de rochas encontrados no sistemapetrolífero já tiveram suas densidades medidas em laboratório para fim decorrelação com os resultados encontrados no poço, tendo com exemplo o quartzo

(um dos principais compostos do arenito) possui 2,65 g/cm³, o que implica dizer queum possível arenito, formado por grãos de quartzo, que apresente este valor dedensidade provavelmente tem pouca ou nenhuma porosidade. Logo, quanto menor o valor da densidade medida, maio será a porosidade. Na curva do perfil aporosidade pode ser lida diretamente, pois para cada perda de 0,05 g/cm³ há umganho de 3% na porosidade. Outra forma de obtenção da porosidade através desteperfil é utilizando a fórmula:

fluidomatriz

lidamatriz

ρ ρ ρ ρ

φ −

−

=

onde φ é a porosidade, ρ matriz é a densidade da rocha matriz, ρ lido é a densidade

medida pela ferramenta e ρ fluido é a densidade do possível fluido existente nestaparte da formação.

NEUTRÃO (NPHI)

Utiliza o princípio radioativo do perfil anterior, só que neste caso mede-se amassa de hidrogênio em resposta ao bombardeio de nêutrons rápidos emitidos pela



ferramenta. Utiliza a unidade de porosidade neutônica (%) e tem como principalfunção identificar rochas e fluidos, especialmente gás.

Normalmente este perfil não é lido sozinho, sendo sempre associado ao perfildensidade. A relação entre as duas curvas pode se comportar das seguintes formas:curva da densidade à esquerda e neutrão à direita indicam uma possível rochareservatório. Curva da densidade à direita e neutrão à esquerda indicam rocha semporosidade efetiva, provavelmente folhelho. Curva à esquerda e neutrão à direitamuito afastadas com o neutrão tendendo a zero, formando um padrão semelhante àuma borboleta, indicam reservatório com gás.

SÔNICO (DT)

A ferramenta sônica consiste, basicamente, no registro do tempo decorridoentre o momento em que um pulso acústico é emitido por um transmissor, até suachegada a dois receptores distintos na ferramenta. A diferença entre os dois temposde chegada (transmissor - receptor perto T-RP e transmissor - receptor longe T-RL)é chamada de tempo de trânsito ou delay time (DT). O tempo de trânsito (DT)guarda uma relação direta com a porosidade da rocha. Quanto maior o DT, maior aseparação entre os grãos, portanto, maior a porosidade, sendo a recíprocaverdadeira. Conseqüentemente, a maior vantagem do perfil sônico provém darelação direta que existe entre o tempo de trânsito de uma onda sonora em umarocha e a sua porosidade.

O perfil sônico é utilizado, principalmente em poços pioneiros, onde recebemaior investimento para aquisição de dados, pois esses poços servem como

referência para analisar o potencial petrolífero da área. Uma aplicação importante,neste caso, é a amarração com o dado sísmico, já que o perfil sônico pode ser utilizado para a geração de sismogramas sintéticos.

CALIPER (CAL)

Este perfil fornece todo diâmetro medido ponto a ponto em toda a extensãode um poço. É um indicativo importante da qualidade da leitura dos perfis. Algunsperfis têm seus limites operacionais limitados, a determinados diâmetros de poços.Os diferentes perfis de poços são afetados de forma diferenciada pelas variações



observadas no Caliper. Os perfis que correm centralizados no poço são de formageral os mais afetados pelas variações no diâmetro dos poços ao passo que os quecorrem com sapatas de contato nas paredes do poço são menos afetados. Essa

variável é medida em polegadas.

CÁLCULO DE SATURAÇÃO DOS FLUÍDOS (EQUAÇÃO DE ARCHIE)

Entende-se como saturação de fluidos a quantidade relativa ocupada pelomesmo em um determinado espaço poroso, podendo a unidade ser expressa emvalor decimal ou percentual. Toda rocha reservatório terá sempre uma determinada

quantidade de água associada ao óleo. A necessidade de saber a saturação real deóleo, já que o mesmo não ocupa todo o espaço poroso na rocha, é justamente dar uma idéia de volume in place mais verdadeiro.

Para fins matemáticos, usam-se os valores em forma de casa decimais comuma fórmula de representação geral:

1=++ Sg SoSw

Onde: Sw é a saturação da água, So é a saturação do óleo e Sg é asaturação do gás.

Por essa representação nota-se que sabendo a saturação da água pode-seencontrar a saturação de óleo, que é o objetivo. Mas vale ressaltar que este valor desaturação de água não deve ultrapassar 50%, pois por mais que o reservatóriopossua óleo o mesmo não será produzido devido à permeabilidade relativa à água,nesse caso, geralmente ser muito maior do que a do óleo.

Existem várias maneiras de se obter o valor da saturação da água, mas éprincipalmente através de perfilagem, calibrada com ensaios de laboratório. Atravésda perfilagem são utilizadas equações empíricas para o cálculo de saturação daágua, dentre elas a mais famosa e básica é a equação de Archie (1947):

Rt Rwa

Sw mn

.

.

φ =

Onde: Sw é a saturação da água (decimal), φ é a porosidade (decimal), Rw éa resistividade da água da formação; Rt é resistividade lida no perfil (ohm.m),a é o



coeficiente de cimentação (para arenitos usa-se 0,81 e carbonatos usa-se 1), m écoeficiente de tortuosidade (para arenito usa-se 2).

Archie foi um físico que deu uma grande contribuição à indústria de petróleo

desenvolvendo uma equação capaz de calcular o valor da saturação de água em umdado reservatório, sem que seja preciso se coletar amostras da água e enviá-laspara análises laboratoriais. Archie (1947) chegou a esta equação final após aobservação de três resultados. Ao saturar uma rocha com soluções salinas comsalinidades diferentes percebeu que a resistividade da parte saturada com água foirelacionada com a resistividade da água. Esses valores variavam de acordo com ofator da formação que ele fez com que variasse, previsivelmente, com a porosidade

em função de m é uma constante e que seria o coeficiente de cimentação. E por último, correlacionou os valores de Rt nas partes onde a saturação a água erainferior a 100%.

O profissional ao efetuar o cálculo de saturação da água deve evitar umamentalidade que bloqueia utilização de valores convencionais para m em todas asinterpretações de perfis. Alguns métodos permitem a estimativa de valores para m ,porém nem sempre é possível uma análise mais criteriosa. Já os valores de n

podem variar de acordo com a molhabilidade da rocha. Em sistemas onde hámolhabilidade ao óleo, normalmente os valores de n será maior que 2. E emsistemas com molhabilidade à água os valores de n podem ser menores que 2(Asquith & Gibson, 1982).

INTERPRETAÇÃO DE PERFIS DO POÇO UNIT-1

Depois de um estudo sísmico da área (Nascimento e Borba, 2010), foram

definidos locais para a perfuração de poços pioneiros na área adquirida pelaempresa contratante, e a perfuração do poço UNIT-1 trouxe dados animadores.Através da perfilagem deste poço ficaram evidenciadas camadas que propiciam oacúmulo de petróleo, duas possíveis rochas reservatórios (arenitos, Zona A e ZonaB) e dois folhelhos logo acima dos arenitos, caracterizando uma função de rochaselante. Essas colocações podem ser feitas através da interpretação do perfil raiosgama (GR).

Outro perfil utilizado neste poço foi o de Resistividade (ILD), que é usado paraa identificação de óleo, para a identificação de água geralmente salgada, pouco



resistiva a passagem de corrente elétrica. Neste perfil pode se verificar que na partesuperior do arenito chamado Zona B (Figura 1), há uma alta resistividade que podeindicar a presença de óleo, gás ou baixa porosidade da rocha, e na parte inferior

com 8 metros de espessura acontece uma queda de resistividade indicando apresença de aqüífero.

E por último, mas não menos importante, foi utilizado os perfis densidade eneutrão, que são usados para medir a porosidade das rochas e o tipo de fluido. Como perfil da densidade encontramos uma boa porosidade na parte de óleo da Zona B,e usando o de perfil de Neutrão combinado com o de Densidade podemos afirmar que se não se trata de um reservatório de gás, possivelmente será de óleo.

Agora que está evidenciada a presença de óleo na Zona B, se faz necessárioo cálculo da saturação de óleo, já que esta nunca é 100% e deve estar acima de50%, se não o reservatório provavelmente só produziria água.

Para se obter o valor da saturação de óleo será utilizada a equação de Archie.As porosidades médias foram obtidas diretamente no perfil e apresentaram osseguintes valores: para Zona A =10%, Zona B/óleo =19% e Zona B/água =14%. Na

Figura 1 está apresentado o perfil usado na interpretação e coleta desses dadoscom a identificação de cada zona em destaque a Zona B e o contato óleo água,assim como os perfis GR, ILD e NPHI x RHOB.



Figura 1: perfil do poço UNIT-1 com vários indicativos da interpretação. Fonte: perfil obtido domaterial didático sintético de Borba (2009) e modificado pelos autores.

Esses dados são fundamentais para o cálculo da saturação de água e aconseqüente de saturação de óleo na formação, que é feita através da equação deArchie, já apresentada anteriormente. No caso aqui analisado, o único valor que não

foi possível se conseguir com os perfis foi o da resistividade da água da formação(Rw), já que não existem análises de salinidade dessa água. Para encontrar essevalor é colocado o Rw em evidência na equação e calcularemos a resistividade daágua na Zona B/água, pois como se sabe a saturação de água nessa zona é de100%. Então a fórmula para a zona de água fica desta forma:

81,0

.2 Rt Rw

φ =



Ou seja, Rw = (0,142 * 1) / 0,81 = 0,024 ohm.m. como a distância entre os doisreservatórios é pequena, será assumido que a água que satura os dois tem amesma resistividade. De posse da resistividade da água da formação, agora é

possível calcular a saturação de água em qualquer ponto de um dos reservatórios.Então com os valores médios de porosidade já obtidos temos a equação pra cadazona:

Zona A: 31,020.1,0

024,0.81,02

==Sw 69,031,01 =−=So

Zona B/óleo: 23,010.19,0

024,0.81,02

==Sw 77,023,01 =−=So

E os resultados dos cálculos da saturação da água e do óleo se encontramresumidos logo abaixo no quadro 1.

ZONA TOPO BASE h (m) Φ (%) Rt (Ω.m) Rw (Ω.m) Sw (%) So (%)

A 1761 1771 4 10 20 0,024 31 69

Bóleo 1778 1798 20 19 10 0,024 23 77

Bágua 1798 1806 8 14 1 0,024 100 0

Quadro 1: resumo dos cálculos de saturação da água através da equação de Archie.

Notar que tanto a porosidade quanto a saturação de água em ambas aszonas satisfaz as exigências mínimas e estão acima do cut-off de 8% e 50%

respectivamente, mas pela pequena espessura e composição litológica (altaargilosidade devido ao folhelho intercalado com arenito) observada no perfil raiogama (GR) o reservatório da Zona A provavelmente apresentarão baixaprodutividade, e por isso as pesquisas a partir de agora serão focadas no arenito daZona B.

CORRELAÇÃO DE POÇOS E SEÇÃO GEOLÓGICA



A correlação de poços é a identificação de camadas semelhantes entre perfisde diferentes poços, tendo como produto final a seção estrutural. Esse processoenvolve muita experiência do geólogo envolvido neste trabalho, sendo possível ser

feita por computadores - já existem vários programas que auxiliam nesse processo.A Figura 2 mostra uma correlação com base em perfis raio gama (GR) eresistividade (ILD), onde apresenta um reservatório que se estende entre os poços.O contato óleo/água pode ser marcado prolongando uma linha horizontal (perfil ILD),note que melhor zona com saturação de óleo é a região do poço 1, enquanto a zonado poço 3 poderia ser usada para uma futura injeção de água.

Figura 2: Correlação de poço através do perfil GR e ILD.

Fonte: Dikkers (1985).

Contudo, a seção estrutural não é um documento absoluto e imutável, muitopelo contrário, tratando-se de um trabalho prévio para a elaboração de trabalhosfuturos. Vale ressaltar também que algumas vezes, depois da seção estrutural tiver

sido aprovada quando colocado em prática através do projeto de explotação pode severificar ser incompatível com a realidade. Por exemplo, uma conectividade antesindicada pode não existir devido à presença de uma falha geológica inicialmente nãodetectada pelos perfis e sísmica. Por isso há a necessidade da constanteatualização da seção estrutural a fim de torná-la sempre o mais real possível(Dikkers, 1985).

A Figura 3 apresenta uma seção geológica da área estudada. Depois deligadas as camadas semelhantes, outro dado deve ser acrescentado, que é apresença de uma falha entre os poços UNIT-1 e UNIT-3, contudo vale ressaltar que



somente através da correlação não é possível afirmar a sua exata posição. A figura 7mostra a linha entre os poços UNIT-2 e UNIT-3 com contato óleo/água, a zona deóleo e o local suspeito da falha com aproximadamente 150m de rejeito. A ligação

das camadas e a seção estrutural é mostrada na Figura 4 que mostra a linha entreos poços UNIT-4 a UNIT-6 com a identificação do contato óleo/água e a zona deóleo.

Note que há uma variação de espessura ao longo do reservatório e que háum aqüífero presente em volta do mesmo, o que é uma boa notícia, já que pode ser um indício de mecanismo de produção com influxo de água, tendo este tipo demecanismo um elevado fator de recuperação .

Figura 3: Correlação de poços UNIT-2 a UNIT-3, no sentido Oeste – Leste. Fonte: materialdidático sintético de Borba (2009) modificado pelos autores.



Figura 4: Correlação de poços UNIT-4 a UNIT-6 no sentido Sul – Norte. Fonte: material didáticosintético de Borba (2009) modificado pelos autores.

MAPA BASE, MAPA ESTRUTURAL E MAPA VOLUMÉTRICO

O próximo passo é a confecção do mapa estrutural do campo de petróleo.Este mapa é uma representação da possível área do reservatório com curvas deníveis dando uma idéia da profundidade do reservatório. Mas para isso se faznecessário a perfuração de novos poços na região onde serão corridos os mesmosperfis usados no poço UNIT-1. Com essas informações foi feita a correlação depoços descrita anteriormente.

Assim como na correlação de poços, utiliza-se geralmente como datum onível do mar, razão pela qual as profundidades estão apresentadas em valores

negativos. Foram utilizados os cinco poços perfurados, formando uma espécie decruz com três em uma linha e três em outra com o poço UNIT-1 ao centro. Os poçosestão em linha, a direção e sentido desses poços estão mostrados no Mapa Base daFigura 5.



Figura 5: Mapa base com posição dos poços exploratórios. Fonte: material didático sintéticode Borba (2009).

A interpretação da seção geológica permite a construção do mapa estrutural,que nada mais é do que a visão aérea do reservatório. As curvas de nível do mapaestrutural representam a variação de profundidade do reservatório através daindicação do topo do reservatório em cada poço. O contato óleo-água e as falhas

limitantes também são representadas no mapa (Figura 6).



Figura 6: Mapa estrutural com identificação do contato óleo/água e variação de profundidadedo reservatório.



Figura 7: Mapa de espessura porosa de óleo.

A grade no mapa da Figura 7 tem a função de dividi-lo em células, onde cadacélula possui uma espessura média que será obtida através das curvas de nível.Esses valores serão inseridos para cada célula numa tabela de Excel facilitando ocálculo volumétrico. Assim, é calculado o volume de cada célula separadamente edepois o somatório destes valores é obtido o volume de óleo in place (VOIP) total.Então, com os valores do VOIP total e do volume recuperável em m³, se tornarápossível realizar a previsão de produção.

O cálculo do VOIP de cada célula é feito com a fórmula:

Bo

Soho AVOIP

... φ =



Onde VOIP = volumein place , A = área de cada célula, que é de 250.000 m², ho=altura de óleo na formação, coletada no mapa da Figura 7, Φ= porosidade - usado omesmo valor apontado no Quadro 2, So= saturação de óleo - usado o valor

apresentado no Quadro 1, Bo= fator volume inicial de formação do óleo; será usadoo valor de 1,33, um valor médio compatível com a profundidade do reservatório etipo de óleo esperado.

O Quadro 2 apresenta o resultado, com a totalização do VOIP para todas ascélulas. Como simplificação, foram adotadas porosidades e saturações de óleoconstantes.

CÉLULA ÁREA(m2) ho PHI So Bo VOIP(m3) VOIP(bbl)1 250000 0,50 0,19 0,77 1,33 13750,00 86350,002 250000 1,00 0,19 0,77 1,33 27500,00 172700,003 250000 4,00 0,19 0,77 1,33 110000,00 690800,004 250000 4,50 0,19 0,77 1,33 123750,00 777150,005 250000 5,00 0,19 0,77 1,33 137500,00 863500,006 250000 4,00 0,19 0,77 1,33 110000,00 690800,007 250000 3,00 0,19 0,77 1,33 82500,00 518100,008 250000 1,25 0,19 0,77 1,33 34375,00 215875,009 250000 4,00 0,19 0,77 1,33 110000,00 690800,0010 250000 9,00 0,19 0,77 1,33 247500,00 1554300,00

11 250000 15,00 0,19 0,77 1,33 412500,00 2590500,0012 250000 16,00 0,19 0,77 1,33 440000,00 2763200,0013 250000 17,00 0,19 0,77 1,33 467500,00 2935900,0014 250000 6,00 0,19 0,77 1,33 165000,00 1036200,0015 250000 2,00 0,19 0,77 1,33 55000,00 345400,0016 250000 5,00 0,19 0,77 1,33 137500,00 863500,0017 250000 3,00 0,19 0,77 1,33 82500,00 518100,0018 250000 11,00 0,19 0,77 1,33 21,78 136,7819 250000 17,25 0,19 0,77 1,33 36,05 226,4120 250000 19,25 0,19 0,77 1,33 42,35 265,9621 250000 19,50 0,19 0,77 1,33 45,05 282,8822 250000 1,00 0,19 0,77 1,33 2,42 15,20

23 250000 3,00 0,19 0,77 1,33 82500,00 518100,0024 250000 6,50 0,19 0,77 1,33 178750,00 1122550,0025 250000 12,00 0,19 0,77 1,33 330000,00 2072400,0026 250000 16,50 0,19 0,77 1,33 453750,00 2849550,0027 250000 8,00 0,19 0,77 1,33 220000,00 1381600,0028 250000 1,00 0,19 0,77 1,33 27500,00 172700,0029 250000 3,00 0,19 0,77 1,33 82500,00 518100,0030 250000 7,00 0,19 0,77 1,33 192500,00 1208900,00

TOTAL 4.324.522,65 27.158.002,23Quadro 2: cálculo do volume in place por células e a soma total.

O VOIP totalizou aproximadamente 27 milhões de barris, um valor compatívelcom um campo de petróleo médio. Mas esse é o valor de todo o óleo existente na



parte saturada de óleo. Como se sabe que é impossível produzir todo esse VOIPexiste sempre o fator de recuperação que é o percentual de óleo que se podeproduzir. Parte do óleo, devido à saturação de óleo residual, nunca sairá do

reservatório. Como fator de recuperação, devido ao aqüífero detectado através daseção estrutural, o valor adotado será de 30%. Multiplicando o VOIP pelo fator derecuperação tem-se um volume recuperável de 8.147.400,67 bbl.

Apesar deste reservatório provavelmente ter um bom fator de recuperação, énecessária a realização de estudos chamados de previsão de produção, que buscaantecipar o comportamento do reservatório através de equações de declínio, este éo próximo passo.

PREVISÃO DE PRODUÇÃOA previsão de produção é uma atividade da engenharia de reservatórios. Um

dos métodos mais utilizados é o da curva de declínio.

A análise das curvas de declínio é um método simplificado e largamenteusado pela indústria de petróleo para o ajuste de histórico ou previsão de um futuroreservatório, bem como poços isolados ou campos inteiros. Podendo ser aplicadotambém para se estimar o comportamento (produção e recuperação) quando hápouco ou nenhum dado sobre o poço, reservatório ou campo (Thomas, 2001).

Para a realização de um estudo de previsão do comportamento da vazão, econseqüentemente da recuperação de óleo, é necessário o conhecimento da taxade declínio α. O valor de α é determinado pelo estudo do histórico de produção oua partir de comportamento de reservatórios semelhantes na região. A taxa de

declínio do poço, reservatório ou campo produtor de óleo é dada pela equação:

dt dq

−=α

Onde: q é a vazão de produção e t é o tempo. Observações empíricas doscomportamentos de poços, reservatórios ou campos mostram que a taxa de declíniona prática obedece à multiplicação entre o declínio inicial e a divisão entre a vazãoem determinado tempo e a vazão inicial.



PRÁTICA INVESTIGATIVA: PREVISÃO DE PRODUÇÃO

Finalmente chega-se à parte final do trabalho, que é a previsão de produção e

seu resultado econômico. Com os dados obtidos nos cálculo volumétricos obteve-seum VOIP de 4.324.522,65 m³ de óleo e com o Volume Recuperável de 1.297.356,79m³ com o valor do barril a U$ 70,00 tem-se o valor estimado da reserva de U$ 570milhões. A partir de agora o trabalho da geologia é passado para a engenharia dereservatórios que estudará a melhor forma de se produzir este óleo.

Existem três tipos gerais de curvas de declínio, o declínio hiperbólico,exponencial e harmônico. O primeiro, típico de reservatórios com mecanismo de gás

em solução, é o mais conservador, e será utilizado neste trabalho. Estes cálculosserão feitos com a utilização de uma planilha do Excel, usando a seguinte equaçãopara a obtenção da vazão num determinado momento:

t i eQQ .. α −

=

que é a equação do de declínio exponencial para cálculo da vazão final e

tempo de vida do reservatório. Qi é a vazão inicial, α é a taxa de declínio e t é o

tempo decorrido. Para obter o declínio, utilizamos:

NpQQ i

−

=α

Onde Np é a produção acumulada no final da vida do reservatório (ou seja, éo volume recuperável ou reserva no início da vida do reservatório).

Na Figura 8 estão os valores da curva de produção com a vazão versus

tempo que mostra como se comporta o declínio. Considerando uma vazão inicial de1400m3/d de óleo, o acentuado declínio faz com que este reservatório tenha umavida produtiva de 15 anos.



Vazão (m3/d)

0,0

200,0

400,0

600,0

800,0

1000,0

1200,0

1400,0

1600,0

0 5 10 15 20 25 30

Figura 8: gráfico de declínio com vazão (m³/d) x tempo (anos).

CONCLUSÕES

Os resultados obtidos no exemplo apresentado foram satisfatórios para uma

acumulação de petróleo. Apesar de em casos reais serem utilizados muitos outrosmétodos para a delimitação de reservatório e previsão de produção de um



reservatório de petróleo, não fogem muito a metodologia apresentada nestetrabalho.

Em relação à de Interpretação de perfis, constata-se que nenhum perfilresolve o trabalho sendo utilizado sozinho. Eles sempre devem ser analisados comas informações cruzadas.

Quanto às seções estruturais, como se trata de uma atividade interpretativa,pode-se acrescentar que na prática a mesma correlação de perfis pode ser feita por mais de um geólogo separadamente, e os dados finais normalmente divergem emalguns pontos. Neste trabalho houve uma divergência sobre a existência de uma

falha entre os poços UNIT-1 e UNIT-4 e no final optou-se em desconsiderar estahipótese.

Portanto, a prática de vivências profissionais ainda na faculdade é de sumaimportância para os acadêmicos, pois os mesmo já passam a ter contato direto como que os esperam ao concluírem o curso.

SOBRE OS AUTORES

Nininberg Nascimento Sales de Sousa é graduando (2011/1) em Tecnologia dePetróleo e Gás pela Universidade Tiradentes e Técnico (2002/2) em Eletromecânicapela CEFET-SE/UNED Lagarto. Tiago Nunes é graduando (2011/1) em Tecnologiade Petróleo e Gás pela Universidade Tiradentes, Especialista em EducaçãoAmbiental (2009/1) pela Faculdade Atlântica e Licenciado (2007/2) em Geografiapela Universidade Tiradentes. Overlan Santos Andrade é graduando (2011/1) emTecnologia de Petróleo e Gás pela Universidade Tiradentes. Alexandre Santos Mota

é graduando (2011/1) em Tecnologia de Petróleo e Gás pela UniversidadeTiradentes. O presente trabalho foi originado a partir do estudo da disciplinaGeologia do Petróleo (2009/2), sob orientação do professor Cláudio Borba que égeólogo formado pela UFPR, com mestrado em Geoengenharia pela Unicamp-SP edoutorado em Geologia pela Unisinos-RS. Contato com os [email protected] (Nininberg), [email protected] (Tiago),[email protected] (Overlan), [email protected] (Alexandre),

[email protected] (Borba).

REFERÊNCIAS

mailto:[email protected]












ASQUITH, G. B. & GIBSON, C. R.Basic Well Log Analysis for Geologist , TheAmerican Association of Petroleum Geologist, Tulsa – Oklahoma USA, 1982.

BORBA, C.Geologia do Petróleo , Notas de aula, 2° edição, Aracaju – SE, 2009.DIKKERS, A. J.Geology in Petroleum Production , Elsevier Science Publishers,Amsterdan – Holanda, 1985.

NASCIMENTO, E.S. e BORBA, C.Metodologia de análise exploratória de umaárea petrolífera: da sísmica ao projeto de poço de um poço . Cadernos degraduação, UNIT, 2010 (em preparação).THOMAS, J. E.Fundamentos de Engenharia de Petróleo , Editora Interciência, Riode Janeiro - RJ, 2001.

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Explotacao_de_petroleo_12_06