A região do Pré-sal, descoberta em meados de 2006 mostrou-se promissora desde as primeiras amostras de óleo extraídas para estudo. O óleo originado dessa região apresenta-se com grau API em torno de 30°, sendo portanto um óleo leve, com maior preço de mercado.
Segundo a Petrobras, a produção atual de petróleo a partir da região do Pré-sal é de 800 mil barris por dia, uma marca bastante expressiva em vista que sua descoberta ocorreu há apenas 8 anos. Outro dado que representa o impacto do Pré-sal na produção nacional do Brasil é que sua produção acumulada entre os anos de 2010 e 2014 já ultrapassa 360 milhões de barris. Estima-se que em 2018 a produção de óleo dessa região represente 52% da produção nacional de óleo (site: Petrobras.com.br, 10/08/2015).
O ciclo de recuperação de óleo dos reservatórios de petróleo inicia-se com a recuperação primária na qual a energia natural do reservatório é utilizada para a produção, este método inicial é capaz de recuperar de 5% a 20% do óleo “in place”.
Após a fase anterior, inicia-se a recuperação secundária caracterizada pela injeção de água ou misturas gasosas de hidrocarbonetos, esta fase representa, em média, de 10% a 20% de recuperação de óleo e demanda gastos capitais e operacionais (BONDOR, 1992).
A terceira fase de recuperação de óleo, também denominada de fase de recuperação aprimorada de óleo, caracteriza-se pela introdução de fluidos que reduzem a viscosidade e aumentam o fluxo do óleo no reservatório. Esses fluidos podem ser gases que são miscíveis ao óleo, como vapor de água e CO2. Este procedimento de recuperação tem recebido muita atenção
por dois motivos principais, a efetividade de aumento da produção através da injeção desse gás e dos benefícios para o meio ambiente uma vez que o CO2 deixa de ser descartado para a
atmosfera.
Considerando a terceira fase de recuperação, o processo de injeção é denominado WAG (water alternating gas) onde a fase gás é uma mistura de gases com alta predominância de CO2.
O trabalho de Srivastava (2012) aponta que o percentual de recuperação em volume de hidrocarbonetos foi de 40,18%, quando o processo WAG, com cinco ciclos de injeção, foi
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realizado utilizando-se CO2. Este mesmo processo sem a utilização de CO2 resultou em um fator
de recuperação de 19,3%.
Todo reservatório apresenta um percentual de água (água conata). Porém, com exceção de casos particulares de reservatórios contendo componentes polares, certas temperaturas e a presença de hidratos onde a solubilidade da água aumenta significativamente, esta pode ser excluída do procedimento de análise PVT por não influenciar no equilíbrio (WHITSON e BRULÉ, 2000).
Nesta Tese de Doutorado, a partir dos ensaios de PVT realizados, foram determinadas as seguintes grandezas características: fator volume-formação do óleo e do gás, massa específica, viscosidade, razão de solubilidade do gás, densidade do gás. Também foi realizado o teste de inchamento do óleo a partir da injeção de CO2 puro e a determinação do envelope de fases com o
ajuste, utilizando o simulador WinProp, da equação de estado de Peng-Robinson corrigida. O objetivo desses ensaios PVT foi analisar o comportamento das fases do petróleo em função do aumento do percentual molar de CO2 presente na mistura, fazer um ajuste computacional, por
meio da simulação e selecionar correlações que reproduzem os dados das propriedades definidas. A seguir encontra-se um descritivo do conteúdo de cada capítulo deste trabalho.
O Capítulo 2 refere-se aos conceitos fundamentais, onde foram definidas as propriedades do fluido a serem analisadas, como massa específica, fator volume-formação do óleo e do gás, razão de solubilidade do gás, viscosidade. Também foi feita uma revisão da análise cromatográfica aplicada a este estudo.
No Capítulo 3 é feita a revisão bibliográfica das correlações que descrevem algumas propriedades analisadas pelos ensaios PVT. As correlações das propriedades volumétricas utilizadas neste trabalho são as de Standing, Valko-McCain, Al-Shammasi, Velarde, Dindoruk, Beggs-Robinson. Também é revisto neste capítulo o método de Coats&Smart modificado e utilizado para ajuste da equação de estado de Peng-Robinson aos dados experimentais, através da simulação computacional.
No Capítulo 4 é descrita a metodologia dos procedimentos experimentais utilizados para a execução dos ensaios PVT. São descritos e ilustrados os ensaios de expansão à composição constante e liberação diferencial executados na célula visual PVT com fluido hidráulico de mercúrio. Também é detalhado o procedimento experimental de execução do teste de inchamento e expansão à composição constante executados em célula visual.
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O Capítulo 5 refere-se às análises e resultados obtidos através dos ensaios experimentais executados. São introduzidos gráficos de dispersão das propriedades mensuradas e seus dados foram apresentados na forma de tabelas. São apresentados os gráficos comparativos entre os resultados experimentais e as correlações para algumas propriedades do fluido analisado. Conjuntamente com os gráficos de dispersão, serão expostas as curvas obtidas com a simulação dos resultados experimentais.
O Capítulo 6 trata sobre as conclusões definidas com base nos resultados experimentais, como o comportamento das fases, impactos do CO2 nos equipamentos e no fluido sob análise,
aperfeiçoamento de algumas medições em determinadas condições de conteúdo de CO2,
qualidade dos resultados em relação às incertezas, qualidade do diagrama de fases obtido com a simulação computacional da análise PVT do óleo nas condições de reservatório.
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