Modulo 1 2 -Comportamento de fases dos hidrocarbonetos

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Comportamento de fases dos hidrocarbonetos 
Módulo 1.2
Introdução
• Os fluidos produzidos pelos campos de petróleo são normalmente óleo e gás (hidrocarbonetos), 
acompanhados de água e impurezas. Sujeitos a diferentes condições de temperatura e pressão 
durante o escoamento da rocha-reservatório até a superfície, os hidrocarbonetos sofrem 
mudanças de comportamento. 
• Suas características e propriedades nas condições de reservatório diferem consideravelmente 
daquelas encontradas nas condições de estocagem na superfície. 
• O termo PVT (pressão-volume-temperatura) é usado para descrever o conjunto de medições que 
devem ser feitas para determinar as mudanças de fases e de volumes desses fluidos, com a 
variação de pressão e temperatura a que ficam submetidos em cada ponto de sua trajetória. 
Condições-padrão 
• Como o comportamento dos hidrocarbonetos está sujeito às condições de pressão e 
temperatura, foram criadas as condições-padrão, que são as condições de pressão e 
temperatura padronizadas para os valores de medição, que podem ser entendidas como as 
condições padronizadas para a medição na superfície. 
Diagrama de fases 
• O estado físico da mistura de hidrocarbonetos e seu comportamento ao longo do escoamento 
dependem:
• Composição do fluido oriundo do reservatório;
• Temperatura;
• Pressão.
• A compreensão desse fenômeno é facilitada pelo diagrama de fases, que é a curva de pressão 
por temperatura das substâncias fluidas. 
Diagrama de fases - Diagrama de fases de uma substância pura 
Diagrama de fases-Diagrama de fases de uma mistura de hidrocarbonetos 
Análise PVT 
• A análise PVT (pressão-volume-
temperatura) representa um conjunto 
de medições realizadas em laboratório 
para determinar as mudanças de fases 
e de volumes dos fluidos do petróleo, 
com a variação de pressão e 
temperatura. Com isso, conseguimos 
determinar, por exemplo: pressão de 
saturação (psat), a razão de solubilidade 
(Rs) e o fator de encolhimento do óleo 
(Bo) ou fator volume de formação do 
óleo.
Fator volume de formação do óleo (Bo) 
Razão de solubilidade (Rs) 
Fator volume de formação do gás (Bg) 
Razão gás-óleo (RGO) 
Tipos de reservatórios e modelo black-oil 
• No estudo da elevação do petróleo e nas simulações em programas de computador, costuma-se 
utilizar a modelagem denominada black-oil, pois é onde se obtém resultados bastante 
representativos da realidade. 
• O comportamento dos hidrocarbonetos durante a elevação (ou produção) é determinado pela 
forma do seu diagrama de fases e pela posição do seu ponto crítico nas condições de 
reservatório. De acordo com o diagrama de fases e as condições iniciais de pressão e 
temperatura do reservatório, podemos distinguir cinco diferentes tipos de reservatórios.
Tipos de reservatórios e modelo black-oil 
• Reservatório de óleo tipo black-oil;
• Reservatório de óleo volátil;
• Reservatório de gás condensado retrógrado;
• Reservatório de gás condensado (gás úmido);
• Reservatório de gás seco. 
Reservatório de óleo tipo black-oil;
• Este tipo de classificação abrange 
uma grande variedade de óleos, 
caracterizados por possuírem um 
grau de encolhimento pequeno, 
densidade menor que 45 °API, 
razão gás-óleo inicial (Rs) inferior a 
400 m3/m3 e fator volume de 
formação do óleo (Bo) inferior a 2.0 
m3/ m3. 
Reservatório de óleo volátil 
• Nesta classificação estão os 
reservatórios com óleos que contêm 
alto teor de hidrocarbonetos 
intermediários e leves. Uma 
pequena queda de pressão implica 
na saída de muito gás de solução. 
Os óleos ditos voláteis apresentam 
baixa viscosidade, coloração clara, 
densidade entre 36 e 50 °API, com 
alto teor de gás dissolvido e alto 
encolhimento. 
Reservatório de gás retrógrado 
• O diagrama de fases representativo 
desse tipo de fluido tem o ponto 
crítico mais deslocado para a 
esquerda. Inicialmente, o gás nesse 
tipo de reservatório apresenta-se 
totalmente no estado de vapor, no 
reservatório. À medida que a 
pressão vai sendo reduzida, líquido 
vai se formando e sendo depositado 
no reservatório. 
Reservatório de gás úmido 
• Nos reservatórios que se enquadram nesta 
classificação, não ocorre a formação de 
líquido em condições de reservatório, mas 
sim em condições de super;cie, no 
separador de produção. 
Reservatório de gás seco 
• Em reservatórios de gás seco, não 
ocorre formação de líquido em 
condições de reservatório, nem em 
condições de superfície, no separador 
de produção. Todas as situações de 
pressão e temperatura encontram-se 
fora do diagrama de fases.