3 Fundaments d Cmprtament ds Hidrcarbnets Fluids 3.1. Reservatóris de Petróle O petróle é uma mistura de hidrcarbnets, que pde ser encntrada ns estads: sólid, líquid, u ass, dependend das cndições de pressã e temperatura à que estã sujeits. Td petróle existente n subsl é prduzid na frma de líquid u de ás, send eralmente chamad de óle cru u ás natural, dependend d estad da mistura ds hidrcarbnets. A cmpsiçã química d petróle cnsiste basicamente de cerca de 11 a 13 % de sua massa, de hidrêni e 84 a 87 % de carbn, pdend ainda pssuir, em menres prprções, átms de enxfre, nitrêni e xiêni. Embra td petróle seja cnstituíd basicamente de carbn e hidrêni, sua cnstituiçã mlecular difere amplamente. Quand na cmpsiçã d petróle predminam as cadeias carbn menres, ele se apresentará na frma assa. Pr utr lad, se as maires sã predminantes, ele será um óle pesad e de alta viscsidade. Na mairia ds reservatóris, além da presença de hidrcarbnets, é cmum a existência de áua. Em muits reservatóris, é bservada a presença de uma zna 100% saturada cm áua. Esta zna pde ser de extensã limitada, u de randes prprções, send chamada de aqüífer. 3.2. Cnceit Básic de Fases Uma fase é definida cm uma parte fisicamente distinta e separável d sistema. Dependend de sua cmpsiçã e das cndições iniciais de pressã e temperatura de um reservatóri (P e T), petróle pde se encntrar n estad mnfásic u bifásic.
Fundaments d Cmprtament ds Hidrcarbnets Fluids 39 Entretant, em um reservatóri de hidrcarbnets haverá duas u três fases durante a sua vida prdutiva (óle, ás e áua). As prprções, cmpsiçã e prpriedades físicas das fases presentes, pdem mudar cnfrme crre a prduçã e a pressã é altera. Quand um reservatóri de hidrcarbnets apresenta uma única fase liquida (td ás encntra-se disslvid na fase óle), é chamad de reservatóri subsaturad. Já, quand s hidrcarbnets se apresentam em duas fases, send óle e ás livre, é chamad de reservatóri saturad. O tip de fluid existente em um reservatóri pde ser estimad a partir de um diarama de fases. 3.3. Diarama de Fases O diarama de fases, nada mais é d que um ráfic de pressã vs temperatura, mstrand as cndições em que as várias fases de uma substância estarã presentes. Nrmalmente referim-ns a este diarama cm: diaramas P-T. Em um sistema de váris cmpnentes, diarama P-T irá apresentar um envelpe de fases a invés de uma única linha. O pnt crític (PC) é representad pel pnt que separa as curvas de pnt de blha ( bubble pint ) e pnt de rvalh ( dew pint ). O pnt crític é definid cm send pnt em que as prpriedades d líquid e ás trnam-se idênticas. De acrd cm diarama de fases d sistema multicmpnentes e as cndições iniciais de pressã e temperatura d reservatóri, cinc tips de fluids diferentes pdem crrer em um reservatóri, cnfrme abaix: Reservatóri de óle tip black-il Reservatóri de óle vlátil Reservatóri de ás sec Reservatóri de ás cndensad (ás úmid) Reservatóri de ás cndensad retrórad
Fundaments d Cmprtament ds Hidrcarbnets Fluids 40 Fiura 18- Diarama de Fases Pressã versus Temperatura, fnte: [4] O cmprtament de um fluid de reservatóri durante a prduçã é determinad pela frma d seu diarama de fases e pela psiçã d seu pnt crític. O term retrórad é usad prque nrmalmente asscia-se um fenômen de vaprizaçã, cm uma expansã istérmica, a invés de cndensaçã. Os reservatóris de óle pdem ainda estar saturads (cm capa de ás) u subsaturads. 3.4. Tips de Reservatóris 3.4.1. Reservatóri de Óle Tip Black-il Este tip de classificaçã abrane uma rande variedade de óles, caracterizads pr pssuírem um rau de enclhiment pequen, densidade menr que 45 API, razã ás-óle inicial (Rsi) inferir a 400 m 3 /m 3 e fatr vlumefrmaçã (B) inferir a 2.0 m 3 /m 3. Nã sã necessariamente prets e sã também cnhecids pela denminaçã de óles cmuns u de baix enclhiment. N estud cm simuladres, utiliza-se a mdelaem denminada de blackil, btend-se resultads bastante representativs da realidade.
Fundaments d Cmprtament ds Hidrcarbnets Fluids 41 3.4.2. Reservatóri de Óle látil Nesta classificaçã estã s reservatóris cm óles que cntem alt ter de hidrcarbnets intermediáris (C 2 -C 6 ) e puc de pesads. O diarama de fases é bem diferente d que anterir já que a temperatura crítica é menr e próxima a d reservatóri. Uma pequena queda de pressã implica na saída de muit ás de sluçã. Os óles dits vláteis apresentam baixa viscsidade, clraçã clara, densidade entre 36 e 50 API, cm alt ter de ás disslvid e alt enclhiment. Os métds cnvencinais de mdelaem (simulaçã e balanç de materiais) nã sã adequads para esses óles já que ás prduzid é bastante ric e libera randes vlumes de cndensad n separadr. Necessita ser estudad através de simuladres cmpsicinais. 3.4.3. Reservatóri de Gás Retrórad O diarama de fases representativ deste tip fluid é menr d que de um óle e pnt crític é deslcad para a esquerda d envelpe. Inicialmente ás retrórad apresenta-se ttalmente n estad de vapr, n reservatóri. À medida que a pressã vai send reduzida, líquid vai se frmand e send depsitad em reservatóri. Nrmalmente este líquid nã escará e, prtant, nã será prduzid. A depsiçã da fase liquida, acarreta prblemas para a prduçã, diminuind a diminui a permeabilidade relativa a ás. 3.4.4. Reservatóri de Gás Sec Em reservatóris de ás sec, nã crre frmaçã de líquid em cndições de reservatóri, nem em cndições d separadr. Tdas as situações de pressã e temperatura encntram-se fra d envelpe de fases. Os reservatóris de ás sec pdem ser mdelads através de uma abrdaem simples, cm a aplicaçã da equaçã d ás real e crrelações para cálcul d fatr de cmpressibilidade (Z).
Fundaments d Cmprtament ds Hidrcarbnets Fluids 42 3.4.5. Reservatóri de Gás Úmid Ns reservatóris que se enquadram nesta classificaçã, nã crre a frmaçã de líquid em cndições de reservatóri, mas sim em cndições d separadr. Nas cndições iniciais de pressã e temperatura d reservatóri, ás encntra-se à direita d envelpe de fases e mantém-se assim até pnt de abandn. O pnt de pressã e temperatura d separadr encntra-se dentr d envelpe de fases. 3.5. Prpriedades ds Fluids Na mairia ds reservatóris de hidrcarbnets, as prpriedades ds fluids diferem cnsideravelmente daquelas encntradas nas cndições de stck tank u de superfície. Para erenciament aprpriad d um reservatóri, nã é suficiente smente cnheciment das prpriedades físicas d fluid u nível d reservatóri, mas também prcess pel qual fluid é submetid em sua trajetória entre reservatóri e as cndições de superfície. O term PT (pressãvlume-temperatura) é usad para descrever cnjunt de medições que devem ser feitas para determinar a mudança d vlume cm a variaçã da pressã e temperatura. Na indústria d petróle fram cnvencinadas cm referência para a mediçã ds vlumes prduzids em superfície (cndições padrã): Temperatura : 60 F... 15.6 C Pressã : 14.7 psi... 1.033 kf/cm 2 O vlume equivalente a um barril padrã u standard de liquid é: 1 bbl = 5.615 ft 3 = 0.159 m 3
Fundaments d Cmprtament ds Hidrcarbnets Fluids 43 3.5.1. Definições Básicas Fatr lume Frmaçã d Gás (B): É vlume cupad em cndições de pressã e temperatura d reservatóri, pr uma unidade de vlume de ás em cndições padrã. Fatr lume Frmaçã d Óle (B): É vlume cupad em cndições de pressã e temperatura d reservatóri, pr uma unidade de vlume de óle medida em cndições de tanque (padrã), mais ás nele disslvid em cndições de reservatóri. Razã de Slubilidade d Gás n Óle (Rs): É vlume de ás medid em cndições padrã, que se disslve, em cndições de pressã e temperatura d reservatóri, em uma unidade de vlume de óle medida em cndições padrã. Fatr lume Frmaçã Ttal (Bt): É vlume cupad em cndições de pressã e temperatura d reservatóri pr uma unidade de vlume de óle, medida em cndições padrã, mais ás que nela se disslve à pressã de saturaçã. Bt = B + B(Rsi Rs) ( 1 ) iscsidade (µ): É a medida da resistência à defrmaçã ds fluids em mviment. A açã da viscsidade representa uma frma de atrit intern, exercend-se entre partículas que se deslcam cm velcidades diferentes. A viscsidade é uma prpriedade termdinâmica, u seja, dependente de temperatura e pressã. Densidade e massa específica (d e ): Tradicinalmente a indústria d petróle expressa a densidade d óle através d rau API. Neste sistema, a áua pssui densidade iual a 10 API. A relaçã entre a
Fundaments d Cmprtament ds Hidrcarbnets Fluids 44 densidade e API, tend a massa específica da áua cm referência, é expressa abaix: d 141.5 = ( 2 ) 131.5+ API A densidade calculada pela fórmula acima expressa a razã entre a massa específica d óle, em cndições de superfície, dividida pela da áua que pr cnvençã também é referida à superfície. Freqüentemente, na prática, necessitase calcular a massa específica d óle em cndições de reservatóri. Neste cas, é necessári efetuar alumas crreções para cnsiderar ás que se encntra disslvid n óle, bem cm a expansã que óle sfre em reservatóri. Balanç de massa: m = m + m @ P e T ( 3 ) m = massa d óle na temperatura e pressã d reservatóri m = massa d óle nas cndições de tanque u standard m = massa d ás disslvid n óle, nas cndições standard ( ) dissulvid = + ( 4 ) = massa d específica d óle na temperatura e pressã d reservatóri = vlume d óle na temperatura e pressã d reservatóri = massa d específica d óle nas cndições de tanque u standard = vlume d óle nas cndições de tanque u standard = massa d específica d ás disslvid nas cndições standard = vlume d ás disslvid nas cndições standard Dividind-se pel vlume d óle nas cndições standard : = + ( 5 ) Cm: B = e R = ( 6 ) s
Fundaments d Cmprtament ds Hidrcarbnets Fluids 45 Tem-se: + R s = u B d w + d ar R disslvid s = ( 7 ) B Onde: = d ar e ar = 0,00122 /cm 3 u 0,0763 lb/pe 3