Propriedades dos Fluidos

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Propriedades dos Fluidos – parte 2
Prof. Manoel Farias
UVA 2015.2
Propriedades do Óleo
• oAPI;
• Composição molar;
• Massa específica (ρ) ;
• Viscosidade (μ);
• Ponto de bolha (Pb);
• Razão de solubilidade gás-óleo (Rs);
• Compressibilidade (co);
• Fator volume-formação (Bo);
• Tensão interfacial.
Teste de formação
Objetivos principais: a) medida do potencial de produção do
poço/reservatório e b) coleta de amostras para caracterização das
propriedades PVT.
Melhor Fonte: Coleta de amostras no poço para
envio ao laboratório
Fonte: 
http://www.slb.com/services/characterization/reservoir/wireline/modular_formation_dyna
mics_tester/mdt_low_shock_sampling.aspx
Composição de um petróleo
Liberação diferencial x Liberação Flash
Liberação flash  o gás que vai sendo liberado a
cada step de pressão é mantido dentro da célula
PVT em contato com a fase óleo. Assume-se que há
equilíbrio termodinâmico entre as fases;
Liberação diferencial  o gás liberado a cada step
de pressão é retirado da célula, ou seja, há uma
composição diferente do gás liberado a cada step.
Fonte: www.slb.com
Para discutir: 
O processo de liberação do gás em torno dos poços
produtores é flash ou diferencial?
Uma planta de processamento primário de petróleo
faz uma separação flash ou diferencial?
Separação das fases do poço ao stock tank
Fonte: www.slb.com
Otimização do número de estágios de separação e pressões de 
cada separador
Grau API de um petróleo
𝐴𝑃𝐼 =
141.5
𝑑ó𝑙𝑒𝑜
− 131.5
Razão de solubilidade e pressão de bolha
• Pressão de bolha  A pressão de bolha (Pb) ou de saturação (Psat) é
a menor pressão em que todo o gás existente no reservatório está
dissolvido no óleo (100% gás em solução). A razão de solubilidade é
máxima. Quando a pressão do reservatório cai abaixo de Pb ocorre
o surgimento de gás livre (frações leves) no reservatório.
• Razão de solubilidade  A razão de solubilidade (Rs) expressa a
quantidade de gás (em condições de superfície) que se encontra
dissolvida em 1 m3 de óleo para uma dada pressão.
Exemplo
No gráfico, pode-se notar que a pressão de bolha do óleo é de aproximadamente
65 kgf/cm2 , enquanto a razão de solubilidade máxima é de 70 m3 std / m3 std.
Fator Volume de Formação do Óleo (Bo)
• Fator Volume de Formação do Óleo (Bo): É a razão entre o volume que o 
óleo ocupa nas condições de pressão e temperatura qualquer e o volume 
ocupado nas condições standard. A fase óleo presente no reservatório 
possui gás dissolvido. Quando levada até a superfície, esse gás é liberado e 
há redução do seu volume (encolhimento). O fator Bo permite determinar 
o volume que o óleo passará a ocupar ao ser levado para as condições de 
superfície. O fator de encolhimento máximo é o correspondente à pressão 
de bolha do óleo.
o
TPóleo
erfícieóleo
B
V
V
,@
sup, 
Curva Bo x P
Fator volume-formação total (Bt)
Correlações
• Devem ser usadas apenas quando não se possui uma amostra
representativa do óleo do reservatório caracterizada;
• As correlações mais precisas se referem à famílias de
petróleos de uma região ou bacia sedimentar  apenas se
aplicam para esses óleos;
• As correlações universais, geralmente, tem erros maiores
relativos na estimativa das propriedades;
Correlações – Intervalos de aplicação
Ponto de Bolha (Standing)
Standing: Pb = 18.2 * [(Rs/Sg)
0.83 *(10)a – 1.4]
Onde:
a=0.00091*T-0.0125*API;
RS = razão de solubilidade gás-óleo em scf/stb;
Sg = densidade relativa do gás;
T = temperatura em oF.
Ponto de bolha – Vasquez and Beggs
Fator volume-formação do óleo (Bo)
Standing
Vasquez and Beggs
Arps
Determinação do Bob - Standing
Fator volume-formação total (Bt)
Fator volume-formação total (Bt)
Viscosidade
Óleo morto em condições-padrão;
Óleo morto na temperatura do reservatório;
Óleo na pressão de bolha;
Óleo subsaturado.
Viscosidade do óleo morto em condições-
padrão
Viscosidade do óleo morto –
Chew and Connaly
Viscosidade do óleo na pressão de bolha 
(Beal)
𝜇𝑜,𝑝𝑏 = 0,32 +
1,8 ∗ 107
𝐴𝑃𝐼4,53
∗
360
𝑇 𝐹 + 200
𝑎
a = anti log (0,43 + 8,33/API)
Viscosidade do óleo subsaturado
Compressibilidade do óleo - Standing
Correlação de Standing 
Fator Volume de Formação da Água (Bw):
Fator Volume de Formação da Água (Bw): É a razão entre o volume que a fase
água ocupa nas condições de pressão e temperatura qualquer e o volume que
ela ocupa nas condições de superfície. A fase água presente no reservatório
também possui gás dissolvido. Entretanto, o volume de gás dissolvido na água
é muito menor que o no óleo. Os valores típicos de Bw variam entre 1,01 e
1,05.
Fator volume-formação da água
Viscosidade da água
Compressibilidade da água
Produção de Fluidos
Modelagem PVT
• Os dados experimentais obtidos pela análise do fluido na células
PVT do laboratório são migrados para um software especializado
para ajuste de uma equação de estado do fluido;
• Experimentos  medidas de Pb, Rs, viscosidades a diferentes
pressões, Bo , Bg e Bw a diferentes pressões, além da composição
molar do óleo.
• Essa é uma etapa que exige um usuário especializado na área, pois
são necessários alguns ajustes, principalmente permitindo ao
programa modificar algumas propriedades da fração C7+ para obter
um bom ajuste EOS x valores experimentais;
• Uma vez ajustada a EOS são geradas as tabelas PVT dos fluidos com
o formato desejado (black oil, K-componentes ou composicional)
uso na simulação numérica de fluxo;
Geração da Tabela PVT
- Um software é usado para ajustar uma equação de estado para
o petróleo em questão, de forma a reproduzir os resultados
experimentais medidos no laboratório.
- Após esse ajuste, feito por um especialista, uma tabela
contendo a variação das propriedades com a pressão (no caso
black-oil) ou a EoS em si são importados no simulador para
cálculo das propriedades do fluido a diferentes estados (P,T);
Tabela PVT – Black OIL
P Rs Bo Bg
Visc.
Oleo
Visc.
gas
Comp.
Óleo
Equação de Estado (EoS)
• Descrevem o comportamento das variáveis de estado (P,V eT) para uma
mistura líquido-vapor em equilíbrio Termodinâmico. A primeira eq. desse
tipo foi proposta por van der Walls em 1873: 
Onde:
EoS(2)
Os parametros “a” e “b” são calculados de diferentes formas em
cada equação;
Diagrama de Fases de um Petróleo
Elementos de um diagrama de Fases de um 
sistema multicomponentes
Elementos do Diagrama de Fases
• Curva dos pontos de bolha 
•
• Curva dos pontos de orvalho 
• Linhas de qualidade  indicam a proporção entre fases vapor e líquido na 
mistura;
• Ponto Crítico
Introdução – Classificação dos
Reservatórios quanto ao tipo de Fluido
• Os reservatórios de HC são subdivididos em reservatórios de gás e
reservatórios de óleo. O critério é baseado no fluido produzidos mais
importante em termos comerciais;
• Classificações adicionais são feitas considerando critérios como a
composição da mistura de hidrocarbonetos, temperatura e pressão do
reservatório e instalações de produção.
Reservatórios de Gás
A) Reservatórios de Gás Seco:
O fluido se encontra totalmente na fase gasosa tanto nas condições de
pressão e temperatura de reservatório quanto nas do separador de produção.
A curva de produção desse tipo de reservatório pode ser obtida por
simuladores do tipo black-oil, isto é, que consideram a composição do fluido
produzido constante ao longo de todo o período de produção.
Gás Seco
Reservatórios de Gás
B) Reservatórios de Gás Úmido:
O fluido está 100% na fase gasosa em condições iniciais de reservatório e
assim permanece até o ponto do abandono da jazida. Entretanto, ocorre
produção de líquido nas condições do separador (líquido de gás natural ou
condensado). O condensado é uma mistura de hidrocarbonetos leves (alto
grau API) e possui elevado valor comercial.
Gás Úmido
Reservatórios de Gás
C) Reservatórios de Gás Retrógrado:
Nesse tipo de reservatório, o fluido se encontra 100% na fase gasosa nas
condições iniciais de pressão e temperatura. Entretanto,durante a produção
ocorre diminuição da pressão da jazida, gerando formação de líquido no
reservatório.
Esse líquido não é produzido e fica depositado próximo aos poços
produtores, podendo diminuir sua produtividade.
Os reservatórios de gás úmido e de gás retrógrado são modelados com o
auxílio de simuladores composicionais. Esses simuladores consideram a
variação da composição do fluido produzido ao longo da vida do campo.
Gás Condensado Retrógrado
Reservatórios de Óleo
A) Reservatórios Black-Oil:
Essa classificação abrange a maior parte dos óleos encontrados (óleo 
comum). As principais características desse tipo de óleo são:
•
* Pequeno grau de encolhimento (Boi < 2);
* 150 < 0API < 400;
* Razão de Solubilidade inicial: Rsi < 400 m3/m3;
* Coloração entre marrom e negro().
Black Oil
Black Oil
Reservatórios de Óleo
B) Reservatórios de Óleo Volátil:
São óleos que contém altos teores de hidrocarbonetos intermediários em sua 
composição (C2 – C6) e pequenos teores de pesados. Esses óleos se 
caracterizam pela baixa viscosidade e alta razão de solubilidade. Uma 
característica importante desse tipo de óleo é que pequenas quedas de 
pressão implicam na saída de grandes quantidades de gás de solução.
* Alto grau de encolhimento;
* Razão de Solubilidade inicial: Rsi > 400 m3/m3;
* 450 < 0API < 550;
* Coloração entre esverdeado e alaranjado.
Óleos voláteis 
Óleo Volátil
Near Critical Oil (caso particular de óleo volátil)
Reservatórios de Óleo
C) Reservatórios de Óleo Pesado:
Contém altos teores de hidrocarbonetos pesados (C7+ e asfaltenos) na 
composição. São óleos de alta viscosidade e baixa razão de solubilidade. 
Reservatórios contendo óleos pesados são fortes candidatos aos métodos 
térmicos de recuperação.
* Baixo grau de encolhimento;
* Razão de Solubilidade inicial: Rsi < 60 m3/m3;
* 0API < 150;
* Coloração negra.
Óleo pesado
Óleo de baixo encolhimento
Composições Típicas
Alguns Softwares Comerciais
WinProp (CMG)
PVTSim (Calsep)
PVTi (Schlumberger)
PVTp (Petroleum Experts)
Obrigado !