AULA 5

Reservatórios – Principais Indicadores

Na análise dos reservatórios, é possível através de determinadas relações, que são utilizadas como indicadores, determinar as características e o comportamento do reservatório durante a sua vida produtiva. São elas:

RGO = razão gás-óleo: vazão de gás dividido pela vazão de óleo; RAO = razão água-óleo: vazão de água dividido pela vazão de óleo;

BSW = basic sediments and water: água + areia / (água+areia+óleo).

Tanto a RGO quanto a RAO, são medidas nas condições da superfície. - Histórico de produção

É o registro das vazões, pressões, RGO, RAO e BSW, Np – produção acumulada de óleo, Gp – produção acumulada de gás e Wp – produção acumulada de água. É importante para o acompanhamento do reservatório e igualmente importante em verificar o acerto das decisões tomadas. Também fornece dicas importantes para a previsão de comportamento futuro.

- Fator Volume de produção do Gás

O volume ocupado pelo gás é altamente influenciado pela pressão e temperatura. Quando sai do reservatório e vai para a superfície, sofre uma grande ampliação de volume.

Define-se “Fator Volume de Formação do Gás” (Bg), como sendo a razão entre o volume que o gás ocupa numa condição de reservatório pelo volume ocupado na condição padrão (1 atm e 20ºC);

Conhecendo-se a composição, o volume é obtido aplicando-se a equação dos gases reais. - Fator Volume de produção do gás

Quando o óleo sai das condições de reservatório e vai para a condição padrão, há liberação de gás. A liberação de gás reduz o volume de óleo.

Define-se “Fator Volume de Formação do Óleo”, como sendo a razão entre o volume que o óleo ocupa numa condição de reservatório pelo volume ocupado na condição padrão (1 atm e 20ºC);

Para cada pressão, obtem-se um valor de Bo. Ilustrando melhor, vemos que na figura abaixo, que nas condições do reservatório onde P=246 atm e T= 71°C o volume experimental é de 2,60m³. A pressão de saturação é P=176 atm e qualquer decréscimo a partir da mesma, começa a ocorrer liberação de gás proveniente, a princípio das frações mais leves. Em P=176 atm ainda não há liberação de gás, porém há uma expansão do liquido em função da compressibilidade. Em P=84 atm temos 2,40 m. Em P=84 atm temos 2,40 m³ de líquido e 1,7 m³ de gás.

Nas condições de superfície ou condições padrão esse gás ainda se expandirá até atingir 13,024m³ e o líquido ainda produzirá mais 19,09m³std de gás. No total teremos 32,114 m³std de gás e 2,0 m³ de óleo.

No gráfico abaixo podemos compreender o comportamento do óleo quanto a Bo. Esse comportamento variará de acordo com a composição da mistura

- Razão de solubilidade.

Uma mistura líquida nas condições de reservatório contém um volume de óleo + volume de gás dissolvido. A Razão de solubilidade é a relação entre o volume de gás que está dissolvido (expresso em condições de superfície) e o volume de óleo que será obtido da mistura. No exemplo acima: Vg = 32,1 m3 std de gás,

Vo = 2 m3 std de óleo e Rs = 9,54 m3 std/m3 (P = 84 atm).

O gráfico abaixo é um gráfico típico de Rs, Sendo Rsi a Razão de Solubilidade Inicial e Rss a Razão de Solubilidade na pressão de saturação.

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