nº 29 - UNISIM

UNISIM ON-LINE
“Cautela é necessária
na análise dos valores
quais podem estar
relacionados apenas à
promoção de novas
tecnologias ou de técnicas alternativas.”
Pós-Graduação:
Ciências e Engenharia de Petróleo: interessados em Mestrado e Doutorado na área de
Simulação e Gerenciamento de
Reservatórios de Petróleo
cliquem aqui.
Ano 3, Volume 8
29ª Edição
Levantamento Bibliográfico do Fator de Recuperação de Campos de Petróleo
Eliana Luci Ligero
A análise de dados de campos de petróleo, tais
como, reservas, volume de óleo in situ e fator de
recuperação (FR), publicados na literatura requer
extrema cautela devido à política protecionista e
de confidencialidade adotada pelos países produtores. A divulgação de dados de reserva pode
estar associada à imagem financeira que se deseja passar a respeito de um determinado campo.
De modo análogo, a publicação de valores de FR
pode estar relacionada simplesmente à promoção
de novas tecnologias ou de técnicas alternativas.
Um levantamento bibliográfico de dados de
campos de petróleo localizados em importantes
países produtores de óleo e/ou gás foi realizado
com o objetivo de correlacioná-los com as características de reservatórios e fluidos (Fig. 1). Os
campos pesquisados apresentam como principais
características o fato de serem na sua maioria de
grande porte (Fig. 2) e não administrados pela
Petrobras (Fig. 3).
80%
70%
Interesses Especiais:
FR
R2 = 0.0169
40%
30%
Publicações UNISIM
20%
10%
Portal de Simulação e Gerenciamento de Reservatórios
STEP
Edições Anteriores
0%
1
2
3
4
5
6
7
8
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L oc al
1
2
3
4
5
6
7
7
7
R2 = 0.0075
80%
70%
60%
50%
40%
30%
20%
10%
0%
1
11
21
31
41
51
61
71
O pe radora
1
2
3
4
5
6
7
8
9
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11
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16
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18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
Código da Operadora
Phillips
Pemex
BP
Exxon-Mobil
BHP Billiton
Petro Canada
Chevron Texaco
Hursky
Arco
Shell
Nexen
Cornell Oil Corp
Markland Oil Corp
Occidental Petroleum
Standart Oil of Texas
Norsk Hydro
TotalElf
Saga Petroleum
Statoil
Thums Long Beach Co.
Berry Petroleum Co.
Honolulu Oil Co.
Cascade Petroleum Co.
Devonian Oil Co.
Anadarko
Mid-Kansas Oil and Gas Co.
Transcontinental Oil Co.
Bateman Oil Co.
Henry Petroleum
Amerada Petroleum
Companies-Gulf Oil Corp.
Standard Oil Company
Patterson Petroleum
34
35
36
37
38
39
40
41
42
43
44
45
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47
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50
51
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60
61
62
63
64
65
66
HiIcorp Energy Co.
Petco Petroleum
Union Oil Company of California
Parallel Petroleum
Venoco
Marathon OIL Co.
Humble Oil and Refining Co.
Natural Gas Systems
Howell Petroleum Corp
Bay Coquille
Helis Oil & Gas Co.
Southwestern Energy Prod.
Occidental Permian
Apache Corp
Hilcorp Energy Co.
Devon Energy Production Co.
Cross Timbers Oil
BlackSand Partners
PYR Energy Corporation
Occidental of Elk Hills
I.G. Petroleum
Holifield Oil Company
PNP Petroleum
Axis Petroleum
XTO Energy
Extex Operating Co.
Rancher Energy Co.
Merit Energy Co.
Coastal Oil and Gas Corp
TBX Resources Inc
Energy Partenrs
Seaboard Oil Co.
Petoro
Código Local (Região)
Alaska
Texas
Califórnia
Louisiana
Wyoming, Montana
New México
Arkansas, Alabama
Florida, Kansas, Mississipi
Oklahoma, Mississipi
8
9
10
11
12
13
14
15
16
Colorado
Mar do Norte/Noruega
Golfo do México
México
Canadá
Illinois
Argélia
Angola
Nigéria
Um fato importante a respeito dos dados
coletados é que o início de produção dos campos
pesquisados concentra-se entre os anos de 1920
a 1980, sendo que um pequeno número de campos
iniciou sua produção após 1980 (Fig. 4).
80%
70%
60%
50%
FR
UNIPAR
90%
Figura 3: FR em função da empresa operadora do campo.
60%
50%
UNISIM
Julho de 2008
FR
de FR publicados, os
40%
R2 = 0.0021
30%
Figura 1: Localização dos campos pesquisados e seus respectivos FR.
20%
10%
0%
1890 1905 1920 1935 1950 1965 1980 1995 2010 2025
Ano
Links:
90%
Figura 4: Ano de início da produção.
80%
70%
Cepetro
Dep. Eng. Petróleo
Fac. Eng. Mecânica
Ciências e Eng. de Petróleo
60%
FR
Unicamp
50%
40%
R2 = 0.0512
30%
20%
10%
0%
0
1
3
4
5
6
8
9
10
O rig inal-O il-In P lac e E s timado (bbl) B ilhões
Figura 2: FR em função da estimativa do volume original de
óleo in situ.
Em adição à busca pelos valores de FR, o
levantamento bibliográfico teve também, como
foco, coletar informações referentes às principais
características dos reservatórios. Apesar do
elevado número de artigos pesquisados para cada
campo, há escassez de dados específicos sobre
os reservatórios, tais como, características geo-
“Poucos são os dados
publicados na literatura
referentes às características dos campos analisados e menor ainda são as
informações sobre os
fluidos.”
UNISIM ON-LINE
lógicas, dados de aqüífero e capa de gás, molhabilidade e propriedades de rocha. Na maioria dos
casos, as informações eram referentes a determinadas porções do reservatório e não ao reservatório como um todo. A maioria dos campos pesquisados situa-se em terra, sendo que para apenas um pequeno número de campos os valores de
profundidade e de espessura foram especificados.
A Fig. 5 ilustra o pequeno número de informações
de porosidade comparado ao elevado número de
campos analisado. Para a permeabilidade absoluta, as informações também são escassas e a maioria dos valores é inferior a 1000mD (Fig. 6).
Oportunidades no UNISIM:
R2 = 0.0165
60%
FR
50%
40%
30%
20%
10%
0%
Interesse imediato em:
0
10
30
40
50
Figura 5: Valores de porosidade.
80%
70%
R2 = 0.0158
60%
50%
FR
Pesquisador na área de redes
neurais e inteligência artificial.
20
P oros idade (% )
Pesquisador na área de simulação, gerenciamento e caracterização de reservatórios;
40%
30%
20%
10%
Para mais detalhes, clique aqui.
80%
70%
60%
R2 = 0.0758
50%
40%
30%
20%
10%
0%
5
15
25
35
45
55
AP I
Figura 7: Densidade °API do óleo.
80%
70%
Se você tem interesse em trabalhar ou desenvolver pesquisas no
UNISIM, entre em contato conosco:
mente reduzidos. Tal escassez de informações
pode ser observada pelos poucos valores de oAPI
dos campos analisados (Fig. 7). Em termos da
viscosidade do óleo, o número de dados é ainda
inferior.
FR
Página 2
0%
0
500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000
A tentativa de estabelecer correlações entre os valores do FR dos campos e os principais
parâmetros do reservatório e do fluido mostrouse inviável, fato que pode ser observado a partir
das figuras apresentadas no texto. Analogamente,
em virtude da pouca informação, nenhuma relação entre o FR e os dados de desenvolvimento e
gerenciamento dos campos pôde ser elaborada.
Agradecimentos: À Petrobras e seus colaboradores Anelise Q. Lara, Eugênio A. Campagnolo e
Sérgio Coelho. Aos profs. Euclides Bonet e Sergio
de P. Iatchuk (CEPETRO/UNICAMP). Aos pesquisadores do Grupo UNISIM, que colaboraram na execução deste trabalho.
P ermeabilidade (mD )
Figura 6: Valores de permeabilidade.
Grupo de Pesquisa em
Simulação e Gerenciamento de
Reservatórios
Se por um lado, há pouca disponibilidade na
literatura de dados referentes às características
dos campos analisados, menor ainda são as informações sobre os fluidos. As poucas informações
disponíveis são relativas ao óleo, sendo o número
de dados relativos à água e ao gás são extrema-
Informações sobre o autor:
Eliana Luci Ligero é graduada e mestre em Engenheira Química pela Unicamp. Obteve o título de
Doutora em Engenharia Química pela Unicamp em
1999. Atua como pesquisadora do Grupo UNISIM
desde junho de 2000.
UNISIM
Depto. Eng. Petróleo
Fac. Eng. Mecânica
Univ. Estadual de Campinas
Campinas-SP
Tel: 55-19-3521-3359
Fax: 55-19-3289-4999
Email: [email protected]
Para maiores informações, visite
http://www.dep.fem.unicamp.br/unisim
O UNISIM é um grupo de pesquisa do Departamento de Engenharia de Petróleo da Faculdade de Engenharia Mecânica da
UNICAMP, com apoio do Centro de Estudos de Petróleo (CEPETRO) que tem como objetivo desenvolver trabalhos e projetos
na área de simulação e gerenciamento de reservatórios.