EN 4418 - Aula 03 - Fluidos de reservatório

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EN4418 - Petrofísica

Fluidos de Reservatório

São categorizados de acordo com propriedades fáceis de mensurar em campo: peso específico de petróleo e de gás e razão de produção gás/óleo (RGO ou GOR) medidas sob CNTP (25o_{C; 1 atm).}

TIPOS DE FLUIDOS DE RESERVATÓRIO

 Densidade do petróleo

É normalmente expressa em graus API, medida estabelecida pelo

American Petroleum Institute como

𝐴𝑃𝐼 = 141,5

𝛾₀ − 131,5

Onde ₀ é a massa específica do petróleo (relativo à água = 1, medida em CNTP. A densidade API do petróleo varia de 5o_{a 55}o_.

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Fluidos de Reservatório

TIPOS DE FLUIDOS DE RESERVATÓRIO

 Razão de produção gás/óleo (RGO ou GOR)

É a razão volumétrica entre o gás e o petróleo produzidos (CNTP).

Não existem definições para categorizar fluidos de reservatório.

A Tabela 1 indica típicos valores de RGO e densidade API de petróleo e gás para os cinco principais tipos.

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EN4418 - Petrofísica Tipo Gás seco Gás úmido Condensado de

gás Petróleo Volátil Petróleo Preto Aparência na superfície Gás incolor Gás incolor + algum líquido limpído Incolor+líquido significativo límpido/cor de palha Líquido marrom com alguma coloração verde/vermelha Líquido viscoso preto RGO inicias (scf/stb) Nenhum líquido >15.000 3.000-15.000 2.500-3.000 100-2.500 Graus API - 60-70 50-70 40-50 <40 COMPOSIÇÃO (mol%) C₁ 96,3 88,7 72,7 66,7 52,6 C₂ 3,0 6,0 10,0 9,0 5,0 C₃ 0,4 3,0 6,0 6,0 3,5 C₄ 0,17 1,3 2,5 3,3 1,8 C₅ 0,04 0,6 1,8 2,0 0,8 C₆ 0,02 0,2 2,0 2,0 0,9 C₇₊ 0,0 0,2 5,0 11,0 27,9

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Fluidos de Reservatório

PROPRIEDADES FÍSICAS DE FLUIDOS DE HIDROCARBONETOS

 Fases de hidrocarbonetos

 Fase: qualquer região homogênea e fisicamente distinta que seja separada de outra por um limite bem definido

 À medida que as condições de temperatura e pressão variam, as fases nas quais os hidrocarbonetos existem e a composição das fases podem mudar

O procedimento de fases descreve a fase ou as fases que exista massa de fluido sob dadas condições de pressão, volume e temperatura (PVT).

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Fluidos de Reservatório

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Fluidos de Reservatório

 Esgotamento isotérmico: normalmente utilizado na produção de reservatórios de hidrocarbonetos, consiste na redução da pressão do sistema, enquanto se mantém a temperatura constante (Na Figura 1, AA’)

 Na Figura 2 é ilustrado o processo para um hidrocarboneto, o etano, por meio do diagrama PV, onde o aumento de volume com a redução da pressão está associado à compressibilidade da substância.

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Fluidos de Reservatório

Figura 2 – Diagrama de fases P-v do etano (Fonte: JAHN et al., 2012)

Envelope bifásico

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Fluidos de Reservatório

 Os fluidos de reservatório são compostos por uma mistura de hidrocarbonetos, de forma que o comportamento de fases de cada substância deve ser considerado;

 Na Figura 3 são apresentados os diagramas P-T de uma mistura bifásica de etano e n-heptano;

 Fluidos típicos de reservatórios contêm centenas de componentes, o que torna ainda mais complexa a medição de laboratório ou a previsão matemática sobre o procedimento de fases.

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Fluidos de Reservatório

Figura 3 – Diagrama de fases P-T de uma mistura de etano e n-heptano (Fonte: JAHN et al., 2012)

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Fluidos de Reservatório

 Procedimentos de fases de tipos de fluidos de reservatório

 A partir da análise do diagrama de fases ilustrado na Figura 4 é possível compreender como é feito o seu uso na previsão do procedimento de fluidos durante a produção e como isso influencia no planejamento de desenvolvimento de campo;

 As quatro linhas verticais no diagrama mostram o esgotamento isotérmico para os quatro principais tipos de hidrocarbonetos: gás (incorporando gás seco e gás úmido), condensado de gás, petróleo volátil e petróleo preto.

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Fluidos de Reservatório

Figura 4 – Diagrama de fases P-T para os principais tipos de hidrocarbonetos (Fonte: JAHN et al., 2012)

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Gás seco

 Condição inicial externa ao envelope bifásico e à direita do ponto crítico – inicialmente o fluido existe como gás monofásico;

 À medida que o reservatório produz, a pressão cai abaixo das condições isotérmicas, conforme indicado pela linha vertical;

 Nesse caso, a temperatura inicial do fluido é superior à Temperatura máxima do envelope bifásico (ponto da temperatura cricodenterma – PTC – tipicamente inferior a 0o_{C para um gás}

seco);

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EN4418 - Petrofísica  Procedimentos de fases de tipos de fluidos de reservatório

Gás seco

 As condições de T e P jamais cairão dentro da região bifásica, indicando que a composição e fase do fluido no reservatório permanecerão constantes;

 Temperatura e pressão do separador nas instalações de superfície são normalmente externas ao envelope bifásico, de modo que nenhum líquido se forma durante a separação;

 A previsão dos fluidos produzidos durante o desenvolvimento é muito simples.

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Gás úmido

 Comparativamente a um gás úmido, possui maior fração de componentes C₂ a C₆, de modo que seu envelope de fases é movido mais para baixo e para a direita;

 O termo úmido não se refere à presença de água, mas sim à composição do gás contendo uma maior quantidade de hidrocarbonetos mais pesados do que um gás seco;

 Enquanto as condições do reservatório se mantêm externas o envelope bifásico, de modo que a composição do fluido é constante e a fase gasosa é mantida, as condições do separador

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Gás úmido

 Quando o ponto de orvalho é ultrapassado, os componentes mais pesados se condensam como líquidos no separador;

 O percentual exato de volume de líquidos que se condensa depende das condições do separador e do espaçamento das linhas isovol para a mistura;

 Esses componentes são valiosos como derivados leves na faixa de fracionamento de petróleo, sendo vendidos com preço mais elevado;

 Costuma ser compensador recuperar esses líquidos e deixar o gás das vendas como seco (metano, CH₄)

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Condensado de gás

 A temperatura inicial de um condensado de gás se situa entre a temperatura crítica e o ponto de temperatura cricondenterma (PTC);

 O fluido, portanto, existe sob condições iniciais como um gás no reservatório, mas o ponto de orvalho é alcançado no esgotamento da pressão, quando líquido se condensa nos reservatórios;

 O percentual em volume de líquidos é baixo, insuficiente para que a saturação de líquidos no espaço de poros atinja o estado crítico, além do qual a fase líquida se torna móvel;

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Condensado de gás

 A fase líquida permanece aderida aos reservatórios como uma fase imóvel;

 Considerando-se que são produtos valiosos, deve-se cuidar para que não haja a condensação nos reservatórios, mantendo-se a pressão acima do ponto de orvalho

 Analisando-se a Figura 4, nota-se que, inicialmente, quando a pressão é reduzida abaixo do ponto de orvalho, o volume de líquido na mistura bifásica inicialmente aumenta, o que explica porque os fluidos são algumas vezes referidos como condensados retrógrados de gás.

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Petróleo volátil e petróleo preto

 Para ambos os tipos de óleo, a temperatura inicial está abaixo do ponto crítico, de modo que os fluidos se encontram como líquidos no reservatório;

 Reduzindo-se a pressão, atinge-se o ponto de bolha e a primeira bolha de gás é liberada no líquido, composta pelos componentes mais voláteis da mistura;

 Os óleos voláteis contêm grande quantidade de componentes intermediários e mais leves , que volatilizam com facilidade, sendo que com uma pequena queda de pressão, a quantidade relativa de líquido para gás diminui rapidamente;

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 Os óleos pretos (black oils) são semelhantes aos voláteis, em procedimento;

 Possuem uma menor fração de componentes voláteis, de modo que requerem uma maior queda de pressão, muito abaixo do ponto de bolha, para que volumes significativos de gás sejam liberados da solução;

 Os óleos voláteis ou óleos de alta contração, comparativamente aos óleos pretos ou de baixa contração, liberam grande quantidade de gás no reservatório ou nos separadores;

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 Para ambos os tipos de óleo:

• P > P_bolha  óleo subsaturado;

• P = P_bolha = P_saturaçãp óleo saturado

 Em um reservatório em que haja óleo com uma cobertura sobrejacente de gás, a pressão na interface entre gás e óleo (GOC) deve ser igual à pressão de saturação

 O gás existente na cobertura de gás inicial é denominado gás livre;  O gás em solução no óleo é denominado gás dissolvido ou gás em

solução.

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Comparação entre os envelopes de fases de hidrocarbonetos

Fluidos de Reservatório

50 bara = 105_Pa 15o_C

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 Propriedades de hidrocarbonetos gasosos

 Os parâmetros PVT podem ser relacionados por uma equação isolada, baseada em uma adaptação de uma combinação das leis clássicas de Boyle, Charles e Avogadro;

 Equação de estado para um gás ideal, válida para baixas pressões:

Fluidos de Reservatório

𝑃𝑉 = 𝑛𝑅𝑇 Lei dos gases ideais

• P = pressão absoluta (Psia, Bara); • V = volume ( ft3_{; m}3_);

• n= número de moles de gás;

• T = Temperatura absoluta (o_{F; K);}

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EN4418 - Petrofísica  Propriedades de hidrocarbonetos gasosos

 Em realidade, sob típicas pressões e temperaturas de reservatório, as suposições para gases ideais não são válidas, sendo necessário introduzir o fator adimensional de compressibilidade ou fator de

desvio de gás, z:

Fluidos de Reservatório

𝑃𝑉 = 𝑧𝑛𝑅𝑇

 Os valores de z são determinados empiricamente e podem ser obtidos em diagramas de correlação específicos para os diferentes tipos de hidrocarbonetos.

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Interação entre volumes de gás de superfície e de subsuperfície

Fluidos de Reservatório

𝐸 = _{𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒 𝑑𝑜 𝑔á𝑠 𝑒𝑚 𝑐𝑜𝑛𝑑𝑖çõ𝑒𝑠 𝑑𝑒 𝑟𝑒𝑠𝑒𝑟𝑣𝑎𝑡ó𝑟𝑖𝑜}𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒 𝑑𝑜 𝑔á𝑠 𝑒𝑚 𝑐𝑜𝑛𝑑𝑖çõ𝑒𝑠 𝑝𝑎𝑑𝑟ã𝑜 (scf/rcf) ou (sm3_/rm3₎

 O uso da lei dos gases reais visa determinar o volume que uma determinada quantidade de gás na subsuperfície ocupará na superfície, sob condições normais de temperatura e pressão;

 Interação requerida é o chamado fator de expansão do gás (E), que é definido para uma determinada quantidade (massa ou número de moles) de gás:

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EN4418 - Petrofísica Profa. Juliana Toneli

Fluidos de Reservatório

𝐸 = 1 𝑧 × 𝑇_𝑠𝑐 𝑇 × 𝑃 𝑃_𝑠𝑐 (vol/vol)

 Pode ser mostrado, pela lei dos gases reais e considerando-se que em condições padrão que z = 1, que para uma pressão de reservatório P e uma temperatura T:

 E ~ 200

 Segundo o API (American Petroleum Institute) T_sc = 298K e p_sc = 1 atm (14,7 psia ou 101,3kPa) e segundo a Agência Nacional do Petróleo (ANP) T_sc= 293K e p_sc = 1atm

 Essa equação é válida somente enquanto não houver mudança na composição do gás entre a superfície e a subsuperfície;

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Fluidos de Reservatório

𝐵_𝑔( 𝑟𝑏

𝑠𝑓𝑐) =

1 5,165𝐸

 Na engenharia de reservatórios de óleo, muitas vezes é mais conveniente utilizar o chamado fator de volume de formação de gás (B_g) que é o inverso de E, expresso em unidades em condições de reservatório/condições padrão (usando unidades de campo):

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Viscosidade e massa específica de gases

Fluidos de Reservatório

𝜌_𝑔 = 𝑀𝑃 𝑧𝑅𝑇

 A massa específica é a propriedade de um gás mais comumente medida, obtida de modo experimental medindo-se a densidade do gás (massa específica do gás em relação a do ar = 1);

 A massa específica aumenta com o aumento da pressão, mas não de forma linear, uma vez que a compressibilidade adimensional (z) também varia com a pressão;

 Pode ser calculada a qualquer pressão e temperatura pela lei dos gases reais, onde M é a massa molecular do gás (lb/mol ou kg/mol):

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Viscosidade e massa específica de gases

Fluidos de Reservatório

 A viscosidade do fluido deve ser determinada quando o escoamento de fluido no reservatório é considerado;

 Em gases sob condições ideais, a viscosidade aumenta com o aumento da temperatura e da pressão, pois as moléculas se movem mais próximas entre si e colidem com maior frequência;  Unidade é “poise” (P), sendo que 1P = força de 1 dyn agindo sobre

1cm2_{, mantendo uma velocidade de 1cm/s em uma distância de}

1cm;

 Faixa típica de viscosidade: gases em reservatórios: 0,01 a 0,05 cP; água: 0,5 a 1,0 cP.

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Propriedades de superfície de gases de hidrocarbonetos

Fluidos de Reservatório

 O índice de Wobbe (WI) é uma medição da qualidade do gás e tem unidade de MJ/m3_{ou Btu/ft}3

𝑊𝐼 = 𝑃𝑜𝑑𝑒𝑟 𝑐𝑎𝑙𝑜𝑟í𝑓𝑖𝑐𝑜 𝑏𝑟𝑢𝑡𝑜 𝑑𝑜 𝑔á𝑠 𝐷𝑒𝑛𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑𝑒 𝑑𝑜 𝑔á𝑠0,5

𝑊𝐼 = 𝐷𝑒𝑛𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑𝑒 𝑑𝑒 𝑒𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖𝑎

𝐷𝑒𝑛𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑𝑒 𝑟𝑒𝑙𝑎𝑡𝑖𝑣𝑎 𝑑𝑜 𝑔á𝑠0,5

ou

 Os clientes normalmente exigem gases combustíveis com WI compreendido em uma faixa estreita.

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Formação de hidratos

Fluidos de Reservatório

 Sob certas condições de temperatura e pressão e na presença de água livre, hidrocarbonetos gasosos podem formar os chamados hidratos, que são sólidos formados da combinação de moléculas de água e de metano, etano, propano ou butano;

 Os hidratos se parecem com neve compactada e podem bloquear tubulações ou similares sendo, portanto, indesejáveis no processamento de petróleo;

 A prevenção da formação de hidratos é feita pela secagem do gás ou pelo uso de solventes químicos.

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EN4418 - Petrofísica Início da formação de hidratos na

parede de uma tubulação (Fonte: Baptista, 2007)

Remoção de um plugue de hidrato do interior de uma tubulação de gás natural

(Fonte: Baptista, 2007) w w w .iku .s int ef .n o/con te n t/lab /hy d rate.ht m w w w .m ine s.e d u /ou tre ach /C on t_ Ed /hy d rates .h tm l

Fluidos de Reservatório

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 Propriedades de óleos

Compressibilidade

Fluidos de Reservatório

 O esgotamento de pressão no reservatório é feito de forma isotérmica, de modo que a compressibilidade isotérmica é definida como a mudança fracional em volume por mudança unitária na pressão:

𝑐 = _𝑉1 × 𝑑𝑉_𝑑𝑃 (psi-1_{) ou (bar}-1₎

 O valor da compressibilidade do óleo varia em função da quantidade de gás dissolvido, mas é da ordem de 10 x 10-6_psi-1_;

 Água: c ~ 4 x 10-6_psi-1

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EN4418 - Petrofísica  Propriedades de óleos

Viscosidade do óleo

Fluidos de Reservatório

 Propriedade de grande importância na previsão do escoamento de fluido, seja no reservatório ou nas instalações da superfície;

 A viscosidade dos óleos varia na faixa de 0,2 a 50cP;

 O valor da viscosidade tende a diminuir com o aumento da temperatura, pois as moléculas se distanciam umas das outras e diminuem as fricções entre si;

 O valor da viscosidade aumenta com o aumento da pressão acima do ponto de bolha. Abaixo do ponto de bolha, a viscosidade decresce com o aumento da quantidade de gás em solução.

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Massa específica

Fluidos de Reservatório

 Sob condições de superfície é citada em graus API 𝐴𝑃𝐼 = 141,5

𝛾₀ − 131,5

Onde ₀ é a massa específica do petróleo (relativo à água = 1, medida em CNTP. A densidade API do petróleo varia de 5o_{a 55}o_.

 Varia com a temperatura, à medida em que a expansão térmica de hidrocarbonetos líquidos é significativa;

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Massa específica

Fluidos de Reservatório

 A massa específica do óleo no fundo do reservatório pode ser determinada a partir da massa específica usando a equação:

𝜌_𝑜𝑟𝑐𝐵₀ = 𝜌₀ + 𝑅_𝑆𝜌_𝑔 Onde:

• _orc = massa específica do óleo sob condições de reservatório (kg/m3_);

• B₀ = fator de volume de formação do óleo (rm3_/stm3_);

• ₀ = massa específica do óleo sob condições padrão (kg/m3_);

• R_s = RGO da solução (sm3_/stm3_);

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Fator volume de formação de óleo e razão de solução gás/óleo

Fluidos de Reservatório

 P > P_bolha: óleo de reservatório subsaturado existe como uma fase única;

 P = P_bolha: o óleo se expande levemente, de acordo com a sua compressibilidade;

 P < P_bolha: gás é liberado e o óleo remanescente ocupará um volume menor.

O gás dissolvido no óleo é chamado gás de solução e a razão entre o volume do gás dissolvido e o volume de óleo é chamada RGO de solução (R_s medida em scf/stb ou sm3_/stm3_).

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Fluidos de Reservatório

 P > P_bolha: R_sé constante e definida como RGO da solução inicial (R_si);

 P < P_bolha: gás de solução é liberado e R_s diminui.  Volume de gás liberado é calculado como R_si-R_s

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Fluidos de Reservatório

B_oi = fator de volume de formação de óleo sob condições iniciais de reservatório

 É utilizado para converter os volumes de óleo calculados com base no mapeamento em volumes sob condições de tanque de estoque  B_oi (óleo preto) ~ 1,1 rb/stb

 B (óleo volátil) ~ 2,0 rb/stb

Chama-se fator de volume de formação de óleo a interação entre o volume de óleo a dadas pressão e temperatura e aquele sob condições de tanque de estoque.