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IDENTIFICAÇÃO DE MECANISMO DE PRODUÇÃO EM RESERVATÓRIOS DE
PETRÓLEO
Nininberg Nascimento Sales de Sousa
Ana Paula S. C. de Santana
RESUMO
Os reservatórios de petróleo estão abaixo de camadas de rochas, e muitas vezes
em elevadas profundidades sendo necessária uma grande demanda de energia para
extraí-los. Mas devido ao arranjo da formação acumuladora de óleo, esta possui
energias naturais que expulsarão o fluído para a superfície através de compressão
das rochas e/ou expansão dos fluídos presentes no reservatório. Com isso
conhecendo o tipo de mecanismo atuante em determinada acumulação, se torna
possível à elaboração do projeto de produção para que seja possível recuperar o
máximo o volume de hidrocarbonetos. Deste motivo parte a necessidade de se
conhecer essa energia, ou mecanismo de produção na recuperação primária. Os
mecanismos de produção estudados neste artigo são gás em solução, capa de gás,
influxo de água, e mecanismo combinado. Este trabalho visa mostrar técnicas de
identificação desses mecanismos assim como mostrar a melhor maneira de
produção para cada um deles, comentando exemplos práticos em que intervenções
de sonda foram efetuadas para reduzir a razão gás óleo e razão água óleo.
PALAVRAS-CHAVES
Mecanismo de produção, previsão de comportamento, gás em solução, capa de gás,
influxo de água.
ABSTRACT
The reservoirs of petroleum are below layers of rocks, and a lot of times in high
depths being necessary a great demand of energy to extract them. But due to the
arrangement of the accumulative formation of oil, this possesses natural energies
that they will expel him flowed for the surface through compression of the rocks
and/or expansion of the flowed presents in the reservoir. With that knowing the drive
mechanism in certain accumulation, if it turns possible to the elaboration of the
production project so that it is possible to recover the maximum the hydrocarbon
volume. Of this reason part the need to know that energy, or production mechanism
in the primary recovery. The drive mechanisms studied in this article are solution gas
drive, gas cap, water drive, and combination drive. This work seeks to show
techniques of identification of those mechanisms as well as showing the best
production way for each one of them, commenting on practical examples in that
probe interventions were made to reduce the reason gas oil and reason water oil.
KEYWORDS
Drive mechanism, prediction of behavior, solution gas drive, gas cap, water drive.
1 INTRODUÇÃO
Este trabalho busca apresentar os tipos de mecanismos existentes nos
campos de petróleo, mecanismos este que são essenciais à exploração do petróleo,
podendo ser comparado ao coração do reservatório, pois a partir do mecanismo é
que se desenvolve todo o projeto de exploração assim como a previsão de produção
do campo. Os tipos de mecanismo serão fundamentados e mostrados casos e
técnicas utilizadas para se identificar o mecanismo atuante em determinado campo.
2 MECANISMOS DE PRODUÇÃO
Um reservatório de petróleo é basicamente composto por rocha e fluidos nele
contido. Para que se possa produzir estes fluídos énecessário vencer todos os
obstáculos dentro da rocha ocasionados pelos minúsculos espaços entre os grãos
conectados (permeabilidade), além da coluna hidrostática produzida dentro do poço.
Essa energia é derivada basicamente de dois efeitos: primeiro o efeito de
descompressão (o reservatório ao ser perfurado tem a sua estabilidade alterada,
provocando a contração do volume poroso e a expansão dos fluídos contidos) e o
deslocamento de um fluído por outro fluído (quando ao há um invasão de aqüífero
na zona de óleo). A este tipo de energia dar-se o nome de Mecanismo de Produção,
que por sua vez pode ser dividido em três grupos: Mecanismo de gás em solução,
Mecanismo de capa de gás e Mecanismo de influxo de água, sendo que este último
pode ocorrer tanto em reservatórios de óleo como de gás, e os dois primeiros só
ocorrem em reservatórios de óleo. Mas isso não implica dizer que só ocorra um tipo
de mecanismo atuando isoladamente em cada reservatório. Na grande maioria das
vezes há a presença de dois ou mais mecanismos atuando, onde um tem função
dominante em relação ao demais, e também podem ocorrer casos onde esses
mecanismos se equivalem recebendo o nome de Mecanismo Combinado.
No estudo de previsão do comportamento dos reservatórios se faz necessária
a identificação do mecanismo de produção dominante para o planejamento e
desenvolvimento da melhor método de produção através da determinação: das
quedas de pressão, estimativa do fator de recuperação primária e possibilidades de
aumento da recuperação primária. Estes tipos de mecanismos serão abordados
separadamente a seguir.
2.1 MECANISMO DE GÁS EM SOLUÇÃO
Este tipo de mecanismo só ocorre em reservatórios de óleo e geralmente em
estruturas isoladas e longe de aqüíferos. Neste tipo reservatório não apresenta
acúmulo de gás. Logo o acionamento do mecanismo de produção deste reservatório
se dá á medida em que se produz óleo nele contido ocasionado pela redução de
pressão, fazendo com que os fluídos nele contidos (óleo e água conata) se
expandam. Em contra partida há o movimento de encolhimento do espaço poroso
reduzindo o volume de poros inicial e tendo que comportar um volume de fluídos
maior que o inicial. E em função destes dois movimentos (expansão dos fluídos
contidos no reservatório e redução do volume poroso) o óleo é “expulso” do
reservatório. Tornando esse processo contínuo, ou seja, quanto mais se produz óleo,
mas a pressão diminuirá acarretando em mais expansão dos fluídos e diminuição do
volume poroso.
Depois de determinado volume produzido a pressão do reservatório caí a tal
ponto (a este ponto se dá o nome de pressão de bolha ou saturação) que além de
provocar somente a expansão dos fluídos passa a fazer com que as frações mais
leves comecem a se vaporizar. Com isso o reservatório passa a ter uma parte de
óleo e outra de gás, tornando-se a partir deste ponto um reservatório com
mecanismo de gás em solução.
Poderia até se imaginar que este mecanismo seria perfeito, visto que à
medida que se produz hidrocarbonetos maior a queda de pressão. Isso até
acontece a um determinado ponto, pois a quantidade de gás começa a formar uma
fase contínua, e passa a ser produzido ao invés do óleo, aumento assim a razão
gás/óleo (RGO). O aumento da RGO não é interessante, pois se o mecanismo de
produção é dado pela presença de hidrocarbonetos gasosos, produzi-lo seria o
mesmo que produzir a energia do reservatório. Justamente aí se encontra o
problema deste mecanismo, pois a media que se produz a sua pressão caí
rapidamente, aumentando ainda mais o volume de gás impossibilitando que o óleo
seja produzido, tendo como fator de recuperação médio em torno de 20% de todo o
volume in place, mas deixando-os em como fortes candidatos a implementação de
técnicas de recuperação secundária. A figura 2.1 mostra o gráfico de Pressão, RGO
(razão gás/óleo) e RAO (razão água/óleo) vs. tempo onde nota-se a rápida queda de
pressão acompanhada pelo aumento da RGO.
RAO
Figura 2.1: Pressão, RGO e RAO vs. Tempo
Fonte: SANTANA, 2008
Nas figuras abaixo esta exemplificado na primeira (Figura 2.2) o reservatório
sub-saturado, ou seja, com pressão acima da pressão de bolha, onde não há
presença de gás livre no reservatório. E na segunda (Figura 2.3) é mostrado o
reservatório saturado, ou seja, abaixo da pressão de bolha com a presença de
algumas bolhas que significam os hidrocarbonetos gasosos, gás livre, gerados a
partir da queda de pressão.
Figura 2.2: Reservatório sub-saturado
Fonte: SANTANA, 2008
Figura 2.3: Reservatório saturado
Fonte: SANTANA, 2008
2.2 MECANISMO DE CAPA DE GÁS
Em reservatórios com este tipo de mecanismo de produção, a alta
compressibilidade do gás fornece a energia para a produção. Ao contrário do
mecanismo de gás em solução, neste mecanismo o gás já se encontra dissociado
do hidrocarboneto líquido, e por ter densidade menor que o óleo se concentra na
parte superior do reservatório formando a capa de gás. O gás da capa é chamado
de gás livre associado. O fator dominante que atua neste mecanismo é a própria
capa de gás. Quando o reservatório é colocado em produção a pressão na zona de
óleo diminui, o que provoca a expansão da capa de gás que devido a sua alta
compressibilidade é muito sensível a queda de pressão. E o gás ao se expandir vai
comprimindo o óleo, expulsando-o do reservatório e mantendo a pressão em queda
contínua, mas bem menos acentuada que no mecanismo de gás em solução. Com
isso, o que regula a manutenção da pressão são justamente a quantidade de gás
produzido e o volume original da capa de gás, como é mostrado na figura 2.4.
Figura 2.4: Reservatório com capa de gás
Fonte: SANTANA, 2008
Nos reservatórios com este mecanismo a posição dos canhoneios (intervalos
aberto nas paredes do poço que coloca o hidrocarboneto em produção) é de suma
importância, ele deve estar localizado o mais afastado possível do contato gás/óleo
(a fim de se evitar a produção de gás). É comum realizar intervenções nos poços
desses reservatórios assim que a capa se expandiu o suficiente para alcançar o
canhoneio. Geralmente um tamponamento com cimento nos intervalos
canhoneados é realizado e se canhoneia uma zona mais afastada da capa de gás,
na base do reservatório, sempre se evitando ao máximo produzir o gás da capa. Por
que caso isto ocorra os hidrocarbonetos mais leves serão produzidos ficando os
mais pesados, e isto reduz o fator de recuperação. Estas ocorrências são
percebidas na Figura 2.5, onde o súbito aumento da RGO mostra a invasão da capa
de gás na zona de óleo, enquanto a súbita queda mostra justamente a intervenção
de tamponamento e novo canhoneio. E se este tipo de reservatório tiver uma
produção muito alta pode-se formar um cone de gás na parte canhoneada.
Figura 2.5: Pressão/RGO x tempo
Fonte: SANTANA, 2008
O fator de recuperação para estes reservatórios é da ordem de 20 – 30%,
influenciado principalmente pelo tamanho da capa de gás. Como referência de
tamanho se usa a comparação com o volume da zona de óleo, por exemplo, uma
zona de gás com 10% do tamanho da zona de óleo é considerada uma capa
pequena, enquanto a capa que tem um tamanho de 50% em relação a zona de óleo
é considerado uma capa grande.
Nesse tipo de mecanismo as condições de abandono são dadas pela alta
RGO e conseqüente queda de pressão no reservatório. Uma das técnicas de
recuperação mais utilizada nesses reservatórios é a injeção do gás produzido na
parte mais alta da acumulação. A figura 2.6 exemplifica um reservatório com capa de
gás, enquanto a mesma se expandiu buscando o canhoneado do poço produtor, e
para isso empurrando o óleo.
Óleo
Gás
Óleo
Gás
Figura 2.6: Esquema da descida do contato da capa de gás
Fonte: SANTANA, 2008
2.3 MECANISMO DE INFLUXO DE ÁGUA
A água presente neste tipo de reservatório age através da expansão e
invasão na zona de óleo. Esta acumulação de água, chamada de aqüífero, pode ser
realimentada ou com um grande volume em relação ao volume de óleo, e assim tem
condições de, através do diferencial de pressão originado da produção do óleo,
provocar o influxo natural de água. Com isso o aqüífero mantém a pressão do
reservatório em queda lentamente, e a depender do tamanho do aqüífero, uma
redução na produção pode causar a repressurização do reservatório. Mas também
uma alta produção de fluído pode diminuir a pressão se a invasão da água não
acompanhar o volume produzido. Deve-se também observar a RGO, pois a mesma
deve ser mantida igual na superfície como no reservatório, se a pressão for mantida
acima do ponto de bolha. A figura 2.7 mostra o mecanismo de influxo de água e a
figura 2.8 mostra o gráfico de P / RAO em função do tempo, onde fica evidenciado o
momento quando o contato óleo/água alcança os canhoneios e logo em seguida a
intervenção no poço para reduzir a produção de água.
Figura 2.7: Mecanismo com influxo de água
Fonte: SANTANA, 2008
Figura 2.8: Pressão, RAO vs. Tempo
Fonte: SANTANA, 2008
Outro motivo para se controlar a produção é se evitar a formação de
caminhos preferenciais de água (cone de água) em direção ao poço produtor. Pois
estes caminhos depois de formados dificilmente podem ser dissipados. Dando
preferência sempre a canhonear na parte superior da formação, o mais longe
possível da linha óleo/água. Como mostrado na figura 2.9, à medida que se produz
os fluídos do reservatório a zona de água se expande, sendo necessário as vezes
perfurar novos poços na parte superior da estrutura do reservatório.
Figura 2.9: Avanço da zona de água no canhoneado.
Fonte: SANTANA, 2008
A produção de água nesses reservatórios é alta, e o fator de recuperação fica
entre 30 – 40% (a maior recuperação de todos os mecanismos), dependendo do
tamanho do aqüífero e da facilidade da água em deslocar o óleo. Um ponto fraco
desse mecanismo é a previsão do tamanho e da permeabilidade do aqüífero, pois a
coleta desses dados é bem difícil, e com isso a resposta do aqüífero em relação a
produção é sempre imprevisível, o que dificulta a elaboração de projetos de
desenvolvimento desses campos.
As intervenções nesses reservatórios se dão geralmente através da injeção
da água produzida, preferencialmente na zona do aqüífero, mas em alguns casos
devido a perda de permeabilidade na zona do aqüífero (por compactação ou
diagênese) a injeção de água se dá na zona de óleo.
2.4 MECANISMO COMBINADO
Na realidade, muitos reservatórios apresentam mais de um dos mecanismos
de produção como já foi dito anteriormente. A combinação mais comum é a de capa
de gás e influxo natural de água (aqüífero). Observa-se que para estes reservatórios
com mecanismos combinados um dos mecanismos é predominante e os demais
apresentam contribuições menores. Devem ser feitas estimativas para a contribuição
de cada um destes mecanismos. Os mecanismos de deslocamento (capa de gás e
influxo de água) são normalmente mais eficientes que os de depleção (gás
dissolvido e expansão de líquidos), mais cedo ou tarde todo acúmulo de óleo se não
tiver sua pressão mantida sempre acima da pressão de bolha, poderão causar o
aparecimento de gás livre na zona de óleo. Abaixo a Figura 2.10 mostra um
reservatório com mecanismo combinado.
Figura 2.10: mecanismo combinado
Fonte: SANTANA, 2008
3 IDENTIFICAÇÃO DE MECANISMO DE PRODUÇÃO
A identificação do mecanismo de produção requer um histórico longo de
produção e pressão do campo. No caso da falta dos dados de pressão do
reservatório que são obtidos com teste de formação, podem-se utilizar os dados de
produção de óleo, água e gás. De uma forma geral a produção de gás nem sempre
é medida de forma confiável.
Caso o primeiro poço perfurado atravesse a capa de gás, os perfis densidade
e neutrão poderão identificar esta capa, caso contrário só com o desenvolvimento do
campo de petróleo é que se terá esta definição.
Considerando o aqüífero poderemos perfurar o primeiro poço e
determinarmos o contato óleo/água com o perfil de resistividade, no caso do poço
atravessar o aqüífero, caso contrário só iremos identificá-lo com o desenvolvimento
do campo, isto é perfurando poços.
A seguir serão mostrados casos de histórico de produção e como identificar
os tipos de mecanismo de produção com base nos dados do histórico.
Os dados do histórico considerados nos casos são vazão de óleo mensal
(Qom), RAO (razão água óleo) e RGO (razão gás/óleo). Será verificada nestes
casos a tendência de aumento da RGO ou da RAO. Os históricos de produção têm
no eixo x os dados do tempo em ano, e no eixo y tem os dados de Qom, RAO e
RGO. O aumento considerável da vazão de óleo se deve a perfuração de poços, no
entanto quando o aumento é pequeno é devido a intervenção de sonda nos poços
produtores.
As figuras 2.11 e 2.12 mostram históricos de produção de reservatórios, note
que em ambos os casos não há aumento da RAO, que permanece estável. Observe
que a RGO tem um ligeiro aumento depois reduz, então conclui-se que o
mecanismo atuante é de gás em solução, como o histórico é longo provalvelmente a
pressão deve estar abaixo da pressão de saturação.
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50
100
150
200
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00
abr/
01
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09
abr/
10
Qo
m,
RA
O,
RG
O
Qom m³/d
RAO m³/m³
RGO m³/m³
Figura 2.11: Histórico de produção, Qo, RAO e RGO vs. Tempo do Campo A
0
50
100
150
200
jul/65 jul/70 jul/75 jul/80 jul/85 jul/90 jul/95 jul/00 jul/05 jul/10
Qo
m,
RG
O,R
AO
Qom m³/d
RGO m³/m³
RAO m³/m³
Figura 2.12: Histórico de produção, Qo, RAO e RGO vs. Tempo do Campo B
A Figura 2.13 mostra histórico de produção, de acordo com a mesmo a RGO
é crescente. Observe que sempre há intervenções para redução da RGO, e mesmo
com todo esse cuidado, veja que no intervalo de tempo entre dez/04 a dez/08 a
RGO aumenta, enquanto a RAO se mantém praticamente estável. Neste caso
provavelmente temos também a presença do mecanismo de gás em solução,
contudo a capa de gás predomina.
0
40
80
120
160
dez
/77
dez
/79
dez
/81
dez
/83
dez
/85
dez
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dez
/89
dez
/91
dez
/93
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/97
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/99
dez
/01
dez
/03
dez
/05
dez
/07
dez
/09
Qo
m,
RA
O
0
300
600
900
1.200
RG
O
Qom m³/d
RAO m³/m³
RGO m³/m³
Figura 2.13: Histórico de produção, Qo, RAO e RGO vs. Tempo do Campo C
A figura 2.14 mostra o histórico de produção de outro campo em que acontece
algo semelhante. A RGO cresce rapidamente e após intervenções de sonda em
2001 há uma redução da mesma, depois permanece constante, e em 2009 há outra
intervenção de sonda para redução da RGO. Esse fenômeno se deve,
provavelmente, a contínua expansão da capa que obrigou várias intervenções com
novos canhoneios cada vez mais na base do reservatório.
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500
1000
1500
mai/78 mai/82 mai/86 mai/90 mai/94 mai/98 mai/02 mai/06 mai/10
Qo
, R
GO
0
3
6
9
12
RA
O
Qom m³/d
RGO m³/m³
RAO m³/m³
Figura 2.14: Histórico de produção, Qo, RAO e RGO vs. Tempo do Campo D
De acordo com o gráfico da figura 2.15 que mostra o histórico de produção do
campo E, observa-se que há um aumento natural da RAO, enquanto a RGO
permanece praticamente constante. Várias intervenções foram realizadas com o
objetivo de conter a subida do aqüífero, mas mesmo assim não se consegue, pois a
mobilidade da água é muito maior que a do óleo.
Note que o gráfico da Figura 2.16, em se tratando do comportamento da
curva da RAO, é similar ao gráfico da Figura 2.15.
A Figura 2.16 mostra também o aumento da RAO, observe que a tendência é
de aumento, apesar de intervenções realizadas para isolamento dos intervalos
canhoneados e canhoneio do topo do reservatório. A RGO permanece constante
indicando o controle da pressão do reservatório, provavelmente neste caso o
aqüífero é atuante. O controle da pressão do reservatório se dá através do controle
da vazão, diminuindo a mesma para poder dar tempo ao aqüífero para repressurizá-
lo. A pressão deve estar sempre acima da pressão de bolha a fim de se evitar a que
o gás associado fique livre no reservatório e impedindo a formação de “bolsões” de
gás no reservatório o que dificultaria o deslocamento do óleo a ser produzido.
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40
80
120
160
jun/99 mar/00 dez/00 set/01 jun/02 mar/03 dez/03 set/04 jun/05 mar/06 dez/06 set/07 jun/08 mar/09 dez/09
Qo
m,
RG
O
0
20
40
60
80
RA
O
Qom m³/d
RGO m³/m³
RAO m³/m³
Figura 2.15: Histórico de produção, Qo, RAO e RGO vs. Tempo do Campo E
0
100
200
300
jan/
85
jan/
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jan/
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jan/
88
jan/
89
jan/
90
jan/
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jan/
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jan/
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jan/
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jan/
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jan/
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99
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jan/
01
jan/
02
jan/
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jan/
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jan/
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jan/
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jan/
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jan/
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jan/
09
jan/
10
Qo
, R
GO
0
10
20
30
RA
O
Qom m³/d
RGO m³/m³
RAO m3/m3
Figura 2.16: Histórico de produção, Qo, RAO e RGO vs. Tempo do Campo F
A figura 2.17 é o histórico de produção de um reservatório com mecanismo
combinado. Nela nota-se que a partir do período de jan/01 há uma ascendência da
RAO e que mesmo depois de várias intervenções ela continuou subindo. Neste caso
pode-se concluir que o volume do aqüífero é muito maior que o volume da capa de
gás e que no projeto de exploração foi dada a preferência em se produzir água ao
invés de gás.
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75
150
225
300
jan/91 jan/93 jan/95 jan/97 jan/99 jan/01 jan/03 jan/05 jan/07 jan/09 jan/11
Qo
, R
AO
0
100
200
300
400
RG
O
Qom m³/d
RAO m³/m3³
RGO m³/m³
Figura 2.17: Histórico de produção, Qo, RAO e RGO vs. Tempo do Campo G
Após a análise dos exemplos anteriores observa-se o quanto é importante a
medição mensal e de forma confiável da vazão de óleo, água e gás. Pois é com os
dados de produção que se obtém o histórico de produção e que se determina o
mecanismo de produção e o fator de recuperação de um determinado campo de
petróleo.
A não identificação de forma adequada do mecanismo de produção pode
ocasionar na redução do fator de recuperação do campo. Um gerenciamento de
reservatório bem feito com constantes intervenções de sonda é a chave do sucesso
do desempenho do campo, para que não haja redução da reserva do campo.
No caso de mecanismo com influxo de água pode-se até inviabilizar o campo
de petróleo devido aos elevados custos operacionais para tratar a água produzida.
Outro fator importante é que não se deve deixar um reservatório produzindo
por muito tempo na recuperação primária, pois a recuperação é baixa, deve-se
implantar o mais cedo possível um projeto de recuperação suplementar injetando
água, ou gás. Estudos no inicio da vida do campo devem ser elaborados com o
objetivo de se determinar como os poços deverão ser perfurados e qual o método de
recuperação suplementar mais adequado.
4 CONCLUSÕES
No presente trabalho foram estudados os tipos de mecanismos de produção
associado aos reservatórios de petróleo, bem como suas características e
comportamento. A necessidade desse tipo de estudo parte da definição da melhor
forma de se produzir um fluído desejado (óleo ou gás), tirando o melhor proveito
possível do mecanismo presente, elevando assim ao máximo o fator de
recuperação. A não compreensão desses mecanismos pode resultar em um projeto
de explotação do campo de petróleo equivocado que pode subestimar a capacidade
produtiva de um reservatório, causando redução da reserva e encurtando o período
de produção do mesmo. Uma medição confiável dos dados de produção e um
gerenciamento de reservatório com constantes intervenções de sonda é necessário
para o sucesso do desenvolvimento do campo petróleo.
SOBRE OS AUTORES
Nininberg Nascimento Sales de Sousa é graduando (2011/1) em Tecnologia de
Petróleo e Gás pela Universidade Tiradentes e Técnico em Eletromecânica (2002/2)
pela CEFET-SE/UNED Lagarto. Ana Paula Silva Conceição de Santana é docente
da UNIT do Curso Tecnologia de Petróleo e Gás da disciplina Engenharia de
Reservatório, é mestre em Engenharia de Reservatório e graduada em Engenharia
Civil, é Engenheira de Petróleo da Petrobrás. Contato com os autores (Nininberg)
[email protected] e (Ana Paula) [email protected]
REFERÊNCIAS
BURCIK, E. J. Properties of Petroleum Reservoir fluids. International Human Re-
sources Development Corporation. Boston - USA, 1956.
DAKE, L. P. Fundamentals of Reservoir Engineering. New York: Elsevier, 1978.
MEZOMMO, C.C. Otimização de Estratégias de Recuperação para Campos de
Petróleo, Tese de M. Sc., UNICAMP, Campinas-SP, Brasil, 2001.
NAVEIRA, L. P. Simulação de Reservatórios o Utilizando Método de Elementos
Finitos para Recuperação de Campos Maduros e Marginais. Dissertação de
mestrado, COPPE/UFRJ, Rio de Janeiro - RJ, Brasil, 2007.
ROSA, A. J. CARVALHO, R. DE SOUZA. Engenharia de Reservatórios de
Petróleo. 1º edição, Rio de Janeiro. Editora Interciência, 2006
SANTANA, Ana P. S. C de. Mecanismo de Produção. Apostila do Curso de
Tecnologia de Petróleo e Gás, 2008.
THOMAS, J. E, Fundamentos de Engenharia de Petróleo. Rio de Janeiro - RJ,
Editora Interciência, 2001.
