Óleo recombinado

Geralmente, amostras representativas de fluidos podem ser obtidas produzindo reservatórios localizados na superfície e no subsolo. As amostras de superfície são coletadas do separador ou da cabeça do poço. A recombinação do líquido e gás associado forneceria o líquido real do reservatório (Strong et al, 1993).

A recombinação das amostras do separador de superfície é obtida recombinando o gás e o fluido para corresponder à medição da razão de solubilidade (Rs) do separador ou para corresponder a uma pressão de saturação especificada na temperatura do reservatório. Para o fluido do reservatório subsaturado, a pressão de saturação alvo pode ser significativamente menor que a pressão real do reservatório e, portanto, pode ser mais efetivo considerar a RGO do separador como uma melhor característica do fluido do reservatório (Strong et al, 1993).

Com base nos pontos expostos anteriormente, Lashkarbolooki et al (2016) prepararam óleo vivo misturando o óleo e o gás coletado no separador do poço de produção. A este respeito, a recombinação de gás e óleo retirada do separador (P = 2,3 MPa e T = 310,92 K) foi realizada usando uma RGO de 107,04 m3/m3. Para avaliar a recombinação, foi medida a pressão do ponto de bolha do petróleo vivo preparado usando um dispositivo de PVT visual. Os resultados obtidos revelaram que a pressão do ponto de bolha do petróleo vivo recombinado era de aproximadamente 11,9 MPa. Em outras palavras, a porcentagem do desvio relativo absoluto médio (% AARD) da pressão do ponto de bolha obtida pelo óleo recombinado em comparação com a amostra real de óleo do reservatório (pressão do ponto de bolha do campo reportada = 12,9 MPa) foi aproximadamente 8% menor, essa diferença mostra que o petróleo recombinado foi próximo da amostra do reservatório.

Golkari e Riazi (2018), prepararam o óleo vivo investigado pela dissolução de óleo morto e metano (CH4). As etapas que foram aplicadas para preparar o óleo vivo são apresentadas a

seguir. Uma amostra de óleo morto com um volume de 300 ml foi injetada no recipiente cilíndrico usando uma bomba de alta pressão. Em seguida, o gás CH4 foi injetado lentamente

no recipiente com óleo até a pressão do sistema atingir uma pressão de 4MPa. Deve-se notar que todos os testes foram projetados com base em uma razão gás-óleo mínima (RGO) à 4MPa e 50°C. Finalmente, o recipiente cilíndrico, incluindo o petróleo morto-CH4, foi agitado por um

longo período de tempo para garantir que o petróleo morto se misturasse completamente com o gás CH4. O volume de gás CH4 dissolvido no óleo foi medido usando um medidor de gás em

ambas as temperaturas. Os dados de RGO são à 4 MPa e para 40°C: 70,46 Scf/bbl, e para 50°C: 64.21 Scf/bbl.

Do mesmo modo, no estudo realizado por Brandvik et al (2019) o óleo vivo investigado foi preparado dispersando a mistura estabilizada de Oseberg através de uma câmara pressurizada que continha gás natural e recirculando até o óleo atingir uma densidade constante, indicando saturação de gás. Tanto o gás quanto o óleo circulante foram aquecidos por um trocador de calor a vapor entre 60 e 80°C, para simular temperaturas de liberação mais reais.

Durante esse processo, a densidade e a temperatura do óleo vivo foram monitoradas e o óleo foi usado nos testes após estabilizar a densidade (15-20 minutos). Foram realizados dois ensaios replicados a 2500 psi com óleo vivo (testes 3 e 5). O óleo vivo produzido para essas duas provas foi ligeiramente diferente (temperatura, saturação de gás e densidade). Para o experimento 3, a densidade do óleo vivo variou entre 0,669 e 0,704 kg/L, enquanto o óleo foi um pouco mais denso durante o experimento 5 (0,764-0,776 kg/L). Isolamento adicional foi instalado na linha combinada de óleo e gás após o experimento 3. Isso fez com que as temperaturas do óleo liberado fossem 10–20°C mais altas no experimento 5 em comparação ao experimento 3. A mistura de Oseberg é um petróleo parafínico leve (0,826 g/ml a 15,5°C, viscosidade: 2,7mPas a 40°C).

Assim também, o processo de preparação do óleo vivo de Zou et al (2020) consiste em injetar uma certa proporção de óleo morto e nitrogênio no mesmo cilindro de transferência, mantendo uma alta pressão. O cilindro de transferência é fixado em uma máquina rotativa por dois dias. O processo de rotação é para garantir o contato total entre o nitrogênio e o óleo morto até que o nitrogênio se dissolva completamente no óleo. Em experimentos de depleção de pressão, supõe-se que as condições iniciais do reservatório sejam 50°C e 7MPa. Para garantir o fluxo monofásico na primeira etapa dos experimentos, a pressão de saturação do óleo vivo preparado deve ser menor que 7 MPa. É necessário preparar um óleo vivo com uma pressão de saturação de 6 MPa à 50°C.

Por outro lado, no LMMR a metodologia de recombinação de óleo foi misturar em uma garrafa, óleo morto com um gás cuja composição era CO2 + C1-C5 nos trabalhos de Klinger

(2018) e Guimarães (2019), e apenas C1-C5 na pesquisa de León (2020). A garrafa com uma

esfera flutuante no seu interior (Ver item B.3.4) é colocada em um agitador pneumático (Figura 3.6), onde é agitada por 24 horas enquanto é aquecida e pressurizada até atingir as condições do reservatório (8100 psi e 63°C). O procedimento para a preparação de óleo vivo utilizado nesta dissertação é pioneiro no grupo de pesquisa LMMR, enfrentando o desafio de recombinar um óleo instável com alto teor de CO2. Além disso, esse procedimento poderá ser aplicado em

pesquisas futuras.

Um resumo comparativo das propriedades dos diferentes óleos recombinados já apresentados é apresentado na Tabela 2.2.

Finalmente, este capítulo permitiu contextualizar a importância e o avanço do tema da pesquisa explorado nesta dissertação. A revisão mostrou que atualmente, não existe uma

investigação sistemática sobre a recombinação de um óleo instável com alto teor de CO2 em

condições de alta pressão e temperatura tão altas (8500 psi e 80°C). Assim, este trabalho experimental e investigativo, realizado no LMMR, busca satisfazer essa necessidade no contexto internacional de pesquisa.

Tabela 2.2 Resumo das pesquisas recentes que envolvem recombinação de óleo Ano Autores Reservatório ÓLEO GÁS Pressão [psi] Temperatura [°C] Localização Pressão de

Saturação [psi] API

Viscosidade

[cP] RGO

Densidade [gr/cm3_]

2016 Lashkarbolooki et al Sul do Irã 1879 31,2 0,74 @ 100°C 107,04 m3_/m3 _{@ 333} psi e 38°C 0,87 Do separador 1841- 4351 100

2018 Golkari e Riazi Sul do Irã <700 24,46 NR

70,46 Scf/bbl @ 580 psi e 40°C 60,21 Scf/bbl @ 580 psi e 50°C 0,88 C1 700- 2000 40-50 2019 Brandvik et al Mar do Norte NR 40 2,7 @ 40°C Variável 0,83 Gás natural 850- 2500 60-80 2020 Zou et al China <1000 12,77 6400 @ 20°C 598@ 50°C Variável 0,98 N2 1015 50 2018 Klinger LMMR Pré-sal brasileiro 5234 27,33 0,79 @ 63°C 265,13 m3_/m3 _@ 8100 psi e 63°C 0,72 CO2 + C1- C5 8100 63 2019 Guimarães 2020 León C1-C5