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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

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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

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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

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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

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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.

Page 5: Mecanismos_de_producao_29_05_10

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

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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

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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.

Page 8: Mecanismos_de_producao_29_05_10

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.

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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.

Page 10: Mecanismos_de_producao_29_05_10

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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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

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150

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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.

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dez

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Qo

m,

RA

O

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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

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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.

0

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

Page 13: Mecanismos_de_producao_29_05_10

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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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

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Qo

, R

GO

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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

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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.

0

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

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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.

Page 15: Mecanismos_de_producao_29_05_10

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

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sources Development Corporation. Boston - USA, 1956.

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NAVEIRA, L. P. Simulação de Reservatórios o Utilizando Método de Elementos

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mestrado, COPPE/UFRJ, Rio de Janeiro - RJ, Brasil, 2007.

ROSA, A. J. CARVALHO, R. DE SOUZA. Engenharia de Reservatórios de

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SANTANA, Ana P. S. C de. Mecanismo de Produção. Apostila do Curso de

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THOMAS, J. E, Fundamentos de Engenharia de Petróleo. Rio de Janeiro - RJ,

Editora Interciência, 2001.