1 INTRODUÇÃO
2.2 Caracterização Volumétrica
2.2.2 Solubilidade do gás em fluido de perfuração
Para um controle de poço eficaz, sobretudo em situações de influxo de gás da formação para o poço, conhecer a interação entre o gás da formação e o fluido de perfuração é fundamental principalmente para bases sintéticas as quais permitem maior solubilidade do gás no liquido quando comparadas com base aquosa.
Algumas contribuições importantes são mencionadas a seguir:
Para O’Brien (1981) a alta solubilidade do gás em fluidos de perfuração base óleo pode apresentar vantagens em algumas situações ao em vez de problemas. Por exemplo, na perfuração sub-balanceada com o poço produzindo constantemente gás, uma quantidade maior de gás pode ser tolerado com fluido de perfuração base óleo do que na base água. Segundo o autor, a solubilidade do gás metano no óleo pode ser de 10 a 100 vezes maior do que na água.
Thomas et al. (1982) investigaram o efeito da solubilidade do gás, mistura de hidrocarbonetos leves, nas propriedades do fluido de perfuração base óleo diesel a 37,78oC em um
intervalo de 19% a 66% em fração molar de gás. Ademais, os autores escreveram um programa para simular blowout, erupção do gás no poço, e utilizaram para prever o efeito do influxo de gás no poço nos indicadores de superfície. Segundo os autores, o indicador mais confiável é o pit gain, ganho de volume do fluido medido no tanque.
O estudo demostrou que a maior solubilidade do gás no fluido de perfuração base óleo do que na base água altera significativamente o tempo de resposta na superfície referente ao influxo de gás no poço. No entanto, eles mencionam que após a detecção de um pequeno influxo em termos de aumento de pressão e ganho de volume no tanque, o controle do influxo de gás em fluidos de perfuração base óleo deverá ser mais fácil do que para base água, pois a solubilização do gás limita o aumento da pressão e minimiza os danos na superfície.
O’Bryan et al. (1988) analisaram os fatores que afetam a solubilidade de gases em fluidos de perfuração. Num primeiro momento, os autores estudaram o comportamento da solubilidade do C1 em três bases: diesel número 2, Mentor 28 e Conoco LVT a fim de verificar o
efeito da composição. Eles concluíram que as solubilidades nos três óleos são parecidas a baixa pressão mas difere em altas pressões e no intervalo estudado a solubilidade é inversamente proporcional a temperatura e diretamente proporcional a pressão. Além disso, dados experimentais foram obtidos para a solubilidade em base óleo e em fluido de perfuração base óleo para os seguintes gases: C1, C2, mistura de gás natural e CO2. Dessa forma os autores apresentam o seguinte
método para a estimativa da solubilidade do gás no fluido de perfuração base óleo, Equação (2.2):
Rs= P aTb n (2.2)
Onde: RS é fornecido em [scf/stb]; a, b e n são coeficientes de regressão adimensionais.
A Equação (2.2) é válida para baixas e moderadas pressões e não deve ser utilizada em pressões acima da metade da pressão na qual o gás e o liquido são miscíveis em todas as proporções. A Tabela 2.4 apresenta os parâmetros da Equação (2.2).
Tabela 2.4 - Constantes para a equação de O'Bryan et al. (1988). Fluido a b n Gás hidrocarboneto em base óleo 1,922 0,2552 0,3576 +1,168γg+ (0,0027 − 0,00492γg)T − (4,51E−6− 8,198E−6γ g)T 2 Gás hidrocarboneto em emulsificante 4,162 0,1770 0,40 +1,65γg−1,01γ2 g
Fonte: O’Bryan et al. (1988).
Berthezene et al. (1999) investigaram a solubilidade do metano a 90oC e pressões de
15 MPa a 35 MPa em quatro bases sendo elas: óleo diesel, óleo mineral, polialfaolefina (C14 e C16 em sua maioria) e éster. Além disso, os autores averiguaram a representatividade da hipótese aditiva a qual permite calcular a solubilidade do gás na emulsão através da soma da solubilidade do gás em cada componente da mistura.
De acordo com os autores, em todos os casos observados, a solubilidade obtida experimentalmente é maior do que a calculada através do método aditivo, porém a diferença é menor que o erro experimental e, portanto, a hipótese aditiva pode ser aplicada. No mais, foi observado que a solubilidade do metano depende pouco da composição do hidrocarboneto para pressões abaixo da pressão crítica da mistura.
Silva et al. (2004) realizaram a caracterização PVT de misturas de metano em n- parafina e metano em éster para dois aparatos experimentais diferentes a temperaturas de 70oC e
90oC e fração molar de gás na faixa de 15% até 75%, uma célula PVT contendo mercúrio e outra
livre de mercúrio. Segundo os autores, a n-parafina apresentou menor ponto de bolha, maior solubilidade e, portanto, maior fator de volume de formação do óleo e menor massa específica do que a base éster.
Atolini (2008) estudou o comportamento PVT de misturas de metano em n-parafina e em emulsões base n-parafina composta por salmoura, óleo e emulsificante. A autora trabalhou com temperaturas de 70oC a 130oC, frações molares de 12% a 95% de metano atingindo a região crítica
do fluido. Ela relata que até aproximadamente 63% molar de metano, a pressão de saturação aumenta conforme a temperatura aumenta e após é observado uma inversão do comportamento no gráfico de pressão de saturação pela composição da mistura metano/n-parafina.
Segundo a autora, tanto a emulsão quanto a base pura apresentaram comportamento semelhantes. No entanto, ela observou que a solubilidade aumenta com o aumento da fração de óleo
no fluido indicando a baixa solubilidade do gás na salmoura. Ademais, a solubilidade apresentou um comportamento linear, independente da temperatura e ascendente até aproximadamente 35 MPa, a partir desse ponto as isotermas se afastam até atingirem uma pressão limite acima da qual a solubilidade passa a ser infinita.
Lima (2014) investigou o comportamento PVT de misturas de dióxido de carbono em base n-parafina e em emulsões base n-parafina num intervalo de temperatura de 40oC a 80oC e
fração molar de gás de 10% a 50%. O autor verificou que a pressão de saturação do sistema contendo emulsão apresentou comportamento semelhante ao sistema com a base pura.
Através de dados retirados da literatura, o autor relata que em temperaturas menores (40oC e 50oC) a mistura contendo CO
2 apresenta maior densidade do que a mistura com metano, e
para temperaturas maiores, menor densidade para a mistura com CO2. Além disso, o autor constata
que o dióxido de carbono é mais solúvel na n-parafina do que o gás metano.
Kim et al. (2015) conduziram ensaios PVT para misturas de metano em éster puro e em emulsão base éster num intervalo de temperatura de 70oC a 130oC e concentrações molares de gás
de 10% a 90%. De acordo com seu estudo, em concentrações baixas de metano, a temperatura tem pouco efeito na pressão de saturação da mistura. No entanto, acima de 60% molar de gás, a pressão de saturação diminui de acordo com o aumento da temperatura. Considerando a solubilidade do gás no liquido, apesar da pouca influência da temperatura para pressões em torno de 35 MPa, a solubilidade diminui levemente com o aumento da temperatura.