A presença de hidrocarbonetos em um reservatório é efetivamente constatada após a perfuração de um poço, denominado pioneiro. Após essa etapa, outros poços podem ser perfurados para averiguação da viabilidade econômica da jazida, delimitação do reservatório, aumento da produção do reservatório, injeção de fluidos para recuperação adicional, etc. Contudo, para que um poço seja perfurado, faz-se necessário realizar uma série de estudos, desde observações superficiais no relevo, a estudos geológicos (de superfície e subsuperfície), potenciais (gravimetria, magnetometria) e sísmicos (reflexão e refração). Só então, o poço é
perfurado, completado e iniciada efetivamente a produção, de forma segura e econômica. Os estudos iniciais são essenciais, em virtude do elevado valor envolvido na perfuração de um único poço (JAHN et al., 2003; ROSA et al., 2006; THOMAS et al., 2004).
Os reservatórios, ou jazidas, de hidrocarbonetos podem ser classificados, quanto aos fluidos presentes, como reservatórios de óleo, gás ou de óleo e gás em equilíbrio. Essa classificação se baseia na relação entre a pressão e a temperatura no interior do reservatório, as quais são representadas em diagramas de fases (ROSA et al., 2006; JAHN et al., 2003; CRAFT et al., 1991).
2.3.1 Reservatórios de óleo
Quando, em condições de reservatório, os hidrocarbonetos se encontram no estado líquido, o reservatório é considerado de óleo. Contudo, se a pressão for reduzida, à temperatura constante, e a mistura se mantiver em estado líquido, o reservatório é considerado subsaturado, pois está sujeito a uma pressão superior à de bolha. A mistura só separaria em óleo e gás após atingir o ponto de bolha, em que as frações leves começam a vaporizar. Quando a mistura de hidrocarbonetos líquidos originais apresentar frações de gás à mínima redução de pressão, mantendo-se a temperatura constante, o reservatório é considerado saturado (ROSA et al., 2006; JAHN et al., 2003; CRAFT et al., 1991).
O estudo do comportamento dos hidrocarbonetos em condições de reservatório e superfície é muito importante devido às possíveis alterações das propriedades físicas dos fluidos, em ambas as situações, no decorrer da produção. Isso é representado pela curva R-S na Figura 3, que, em condições de reservatório, tem-se óleo; e, durante a produção até chegar às condições de superfície (separador), ocorre a separação das frações leves (ROSA et al., 2006; JAHN et al., 2003; CRAFT et al., 1991).
No campo, há o abaixamento da pressão do reservatório à temperatura constante, em função da produção dos fluidos. Como as frações leves tendem a vaporizar com mais facilidade, um óleo que, ao passar das condições de reservatório às de superfície (separador), separar uma significativa fração de gás é considerado de alta contração. Por outro lado, quando o volume de óleo recuperado não difere muito do volume de óleo nas condições de reservatório, o óleo é considerado de baixa contração devido à menor quantidade ou ausência das frações mais leves. Há ainda os óleos considerados normais (pouco influenciados pelo abaixamento da pressão do reservatório) e os óleos críticos, que ao menor abaixamento da pressão liberam grandes volumes de gás (ROSA et al., 2006).
Figura 3 - Diagrama de fases para reservatórios de óleo subsaturado e saturado
Fonte: Adaptado de Rosa et al. (2006). Onde: R - reservatório de óleo subsaturado; 1 - reservatório de óleo saturado; 2 - ponto de bolha das frações leves do reservatório R; PR - pressão do reservatório a condições originais; TR - temperatura do reservatório a condições originais; PS - pressão de separação na superfície; S - condições de pressão e temperatura no separador (superfície); TS - temperatura de superfície; R-S - curva de comportamento dos hidrocarbonetos desde as condições de reservatório às do separador; C - ponto crítico.
No decorrer dos anos, a capacidade de produção do reservatório reduzirá, até o ponto em que ele deixe de ser economicamente produtivo e seja abandonado, a menos que medidas para prolongar sua vida útil sejam tomadas (ROSA et al., 2006; JAHN et al., 2003).
2.3.2 Reservatórios de gás
Quando a jazida de petróleo apresenta hidrocarbonetos em estado gasoso, diz-se que se trata de um reservatório ou jazida de gás. Tais reservatórios podem ser classificados como gás seco, gás úmido e gás retrógrado, a depender da composição da mistura dos hidrocarbonetos, que refletirá em seu comportamento ao ser reduzida a pressão às condições de reservatório e/ou após processos simples de separação em superfície (separador). Reservatórios de gás seco são compostos por hidrocarbonetos mais leves, não apresentando formação de frações de líquido economicamente viáveis. A ocorrência da separação de fluidos caracteriza um reservatório de gás úmido ou gás condensado, devido à condensação das moléculas mais pesadas de hidrocarbonetos. Essa fração líquida é conhecida como “líquido de gás natural” (LGN) (ROSA et al., 2006; JAHN et al., 2003; CRAFT et al., 1991).
Um reservatório de gás retrógrado apresenta um comportamento peculiar, especialmente devido à sua temperatura localizar-se entre a temperatura crítica do fluido e a cricondentérmica (temperatura máxima de coexistência de duas fases que delimita o ponto de orvalho). Com o contínuo decaimento da pressão no interior do reservatório, o gás pode condensar até um limite em que o óleo condensado vaporiza novamente (ROSA et al., 2006). Na Figura 4, estão representados os reservatórios de óleo, gás retrógrado e gás seco em um diagrama de fases.
Figura 4 - Diagrama de fases típico para reservatórios de óleo, gás retrógrado e gás seco
Fonte: Adaptado de Rosa et al. (2006). Onde: P1T1 e PSTS - reservatórios de óleo em condições originais e de superfície (separador); P2T2, P3T3 e PsTs - reservatórios de gás em condições originais e de superfície; C - ponto critico.
Quando, no interior do reservatório, os hidrocarbonetos encontram-se segregados em óleo e gás, diz-se que o reservatório é de óleo com capa (quando, em superfície, a fração recuperada seja, predominantemente, óleo) ou de gás (quando, em superfície, a fração recuperada seja, predominantemente, gás) (ROSA et al., 2006).