Aulas_3_6_Propriedades_Fluidos

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PROPRIEDADES DOS FLUIDOS
Definição : PVT ( pressão - volume - temperatura ) é o estudo do comportamento de fase e das propriedades físicas dos hidrocarbonetos, sob diferentes condições de pressão e temperatura
Programa do curso:
 1. Fluidos de reservatório
 2. Comportamento de fase e propriedades dos fluidos de reservatório
 3. Amostragem
 4. Análise laboratorial
Eng. Reservatórios I - Aulas 3 a 6
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Definições
 1. Petróleo: misturas complexas de origem natural, formadas em sua maior parte por hidrocarbonetos, encontráveis nos estados sólido, líquido ou gasoso, a depender das condições de pressão e temperatura a que estão sujeitas
 2.Óleo cru - petróleo produzido no estado líquido
 3.Gás natural - petróleo produzido no estado gasoso
 4.Óleo vivo - óleo com gás em solução
 5. Óleo morto - óleo nas condições de superfície, que perdeu o gás em solução
 6. Comportamento de fase - estado físico de dado hidrocarboneto como função da pressão e temperatura
Eng. Reservatórios I - Aulas 3 a 6
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Composição do Petróleo
Composição dos óleos crus
	Elemento		 % Peso
	Carbono		 	 84-87
	Hidrogênio		 11-14
	Enxofre 		 	 0.06-8
	Nitrogênio		 0.02-1.7
	Oxigênio			 0.08-1.8
	Metais		 	 até 0.14
Gás: 80 a 90% em volume Metano e Etano
Séries: grupos ou tipos de hidrocarbonetos, definidos a partir do arranjo dos átomos de carbono e do número de ligações químicas entre eles
Há 18 séries, 3 delas predominantes
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Principais Séries
Série dos alcanos ou parafinas: compostos com cadeia reta ou ramificada de fórmula geral CnH2n+2
 Metano CH4		
n-Propano CH3CH2CH3	
Propriedades: são hcs saturados, apresentando estabilidade química
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Propriedades dos Alcanos - Influência da Isomeria
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Nome 
Peso Molecular
Ponto de Fusão
(oF, 1atm)
Pressão Crítica
(Psia)
Temp. Crítica
(oF)
N-pentano
72.151
96.92
488.6
385.7
Iso-pentano
72.151
82.12
490.4
369.03
Neo-pentano
72.151
49.10
464.0
321.08
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Principais Séries
Série dos naftenos ou cicloparafinas: compostos com cadeia cíclica, saturados de fórmula geral CnH2n
 Ciclopentano C5H10 		
Ciclohexano C6H12	
Propriedades: são hcs saturados, apresentando também muita estabilidade química 
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Principais Séries
Série dos aromáticos: compostos com cadeia cíclica, não-saturados, derivados do benzeno (C6H6 )
 Benzeno 
Tolueno ou metil-benzeno
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Aromáticos (Continuação)
 etilbenzeno 
1,2-dimetilbenzeno
Propriedades: são hcs líquidos ou sólidos sob condições de superfície
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Outras Séries
 Olefinas (Alquenos ou Cicloalquenos) cadeia reta, não-saturados
Acetilenos : apresentam ligações triplas. 
As ligacões duplas e triplas conferem a essses hcs uma instabilidade que os torna raros
Asfaltenos: apresentam moléculas grandes, com a presença de hetero-átomos (S, N, O), o que as torna polares ou com sítios polarizados
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Tipos de Óleos: Diagrama Ternário
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Comportamento de fase:
Diagrama de Fase de Substância Pura: Água
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Definições
1. Ponto Triplo - ponto de coexistência das 3 fases
2. Fase - porção de um sistema cujas propriedades variam continuamente, separada de outras fases por fronteiras bem definidas
3. Ponto Crítico - estado de P e T em que as propriedades intensivas das fases líquida e vapor tornam-se idênticas
4. Propriedades intensivas (extensivas) - são as que independem (dependem) da quantidade de material considerada
5. Pressão e Temperatura Críticas - P e T definidoras do Ponto Crítico
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Diagrama de Fase de Substância Pura: Etano
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Percorrendo o Diagrama PV
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Visão 3D dos Diagramas de Fase
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Diagrama PT de Sistema Binário 
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Diagrama PT de Sistema Binário
10% Etano - 90% N-Heptano
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Diagrama PT de Vários Sistemas Binários
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Diagrama PT de Sistema Multicomponente 
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Definições
1. Curva de Ponto de Orvalho (Dew Point Curve) - LG dos pontos de P e T nos quais a primeira gota de líquido se forma, na passagem da região de gás para a região de 2 fases
2. Curva de Ponto de Bolha (Bubble Point Curve) - LG dos pontos de P e T nos quais a primeira bolha de gás se forma, na passagem da região de líquido para a região de 2 fases
 3. Região de 2 fases: região do diagrama PT onde há coexistência das fases líquida e vapor
4. Crincondenterma -(Ponto M)- ponto de máxima temperatura no qual as 2 fases coexistem em equilíbrio
5 Crincondenbária - (Ponto N)- ponto de máxima pressão no qual as 2 fases coexistem em equilíbrio
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Definições (2)
6. Linha isovolumétrica - LG, interno à região de 2 fases, em que o volume de líquido em relação ao volume total (expresso em %) é uma constante
NOTA: ao reduzir-se a pressão do fluido, ao longo da reta JL, a % de líquido diminui gradativamente
7. Região Retrógrada (região sombreada) - Região em que a condensação ocorre no sentido inverso do convencional, ou seja…
Condensação Retrógrada: seguindo a linha ABD , entre os pontos B e D baixa-se a pressão e quantidade % de líquido aumenta!
Condensação Retrógrada: seguindo a linha HGA, entre os pontos H e G aumenta-se a temperatura e quantidade % líquido aumenta!
Vaporização Retrógrada: seguir DBA e AGH
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Diagrama PT com Condensação Retrógrada
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Gás Retrógrado ou Gás Condensado 
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Diagrama PT de Gás Úmido
Condensação retrógrada isotérmica não ocorre no reservatório durante a depleção de pressão
Menos componentes pesados que no gás condensado
T>M
Nas condições de separação a quantidade de líquido é menor que no gás condensado
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Diagrama PT de Gás Seco
Menos componentes pesados que no gás úmido; 
Composição: metano, etano, pequena quantidade de C3+
T>M
Não há formação de líquido, seja durante a depleção de pressão no reservatório, seja nas condições de separação
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Diagrama PT de Óleo de Baixo Encolhimento
Tc<M
Linhas isovolumétricas “comprimidas” (próximas) à linha de ponto de orvalho
Quantidades razoáveis de óleo são obtidas em condições de separação
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Diagrama PT de Óleo de Alto Encolhimento
Mais hidrocarbonetos leves que o óleo de
alto encolhimento
Linhas isovolumétricas menos “comprimidas” (próximas) à linha de ponto de orvalho que o óleo de baixo encolhimento
Menores quantidades de líquido são obtidas em condições de separação que no óleo de baixo encolhimento
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Conceitos de Óleo Saturado e Subsaturado
A’: óleo subsaturado - situa-se acima da pressão de bolha ( ou de saturação), na temperatura de reservatório
A: óleo saturado - situa-se na pressão de bolha (ou de saturação), na temperatura de reservatório
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Propriedades Físicas
Grau API
É uma medida de de densidade de um óleo cru, dada por
OAPI =(141.5/ Densidade do óleo) -131.5 (medida a 600F, patm)
nota: C=(F-32)*(5/9)
Ex: um óleo de densidade 1 g/cm3 (igual à da água), teria um grau API de 10 (extremamente pesado)
Ex: um óleo de densidade 0.8 g/cm3 teria um grau API de 45.4 (muito leve, um condensado)
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Propriedades Físicas
Densidade Específica de Um Gás
Densidade do gás a P, T ambiente / Densidade do Ar à mesma P,T
a densidade específica de uma gás real situa-se na faixa de 0.6 a 1.1, a depender do teor de frações mais pesadas presentes naquele gás
Gás real: PV=nZRT onde Z é o fator de compressibilidade de um gás ou mistura de gases (atm, l, moles, K=C+273, 0.082)
PV = (m/M) ZRT  d= m/V = PM/ZRT
dar=(P*29)/(Zar*RT)
Densidade específica=(d/dar)=(M*Zar)/ (29*Z)
Densidade específica ~M/29 (pois para P, T ambientes Z~1)
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Fator de Compressibilidade do Metano
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Fator de Compressibilidade de Gases Naturais
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Propriedades Físicas
Fator volume de formação do gás Bg
Bg = volume de gás, RC / volume de gás, SC (m3/m3SC)
ou: Bg = Vr/Vsc
Bg = Vr/Vsc = [nZRT/P] / [n ZscRTsc/Psc]
 Bg = ZTPsc/ZscTscP
Zsc~1.0 Psc =1.0 atm e 
Tsc = 600F = 15.556 C = 288.556 K
nessa relação usar sempre K=273+C
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Propriedades Físicas
Viscosidade de Gases Naturais
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Propriedades Físicas de Sistemas Bifásicos
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Propriedades Físicas de Sistemas Bifásicos
Fator volume de formação do óleo Bo
Bo = Volume de óleo, RC / Volume de óleo STO 
Bo = Vor / Vst (m3/m3std)
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Propriedades Físicas de Sistemas Bifásicos
Razão de Solubilidade Rs
RS = Volume de gás dissolvido no óleo, SC / Volume de óleo STO
Rs = Vgr / Vor (m3std/m3std)
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Condições de Fluxo Durante a Amostragem
A pressão de fluxo encontra-se acima da pressão de saturação: não há liberação de gás defronte dos canhoneados
A pressão de fluxo encontra-se abaixo da pressão de saturação: há liberação de gás defronte dos canhoneados
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Princípios de Amostragem
Objetivo da amostragem:obter uma amostra do fluido original de reservatório. É, portanto, aconselhável amostrar no ínicio da vida produtiva do campo
Amostras bifásicas NÃO são representativas do fluido de reservatórios, devido às diferentes mobilidades do gás e do óleo.
Pode haver variação das propriedades do óleo em profundidade e em área, pelo que não se deve ficar restrito a uma só amostra 
O poço deve ser colocado em produção por tempo suficiente para limpar a formação (produzir lama, filtrado etc)
O poço deve ser condicionado, isto é, a vazão deve ser reduzida de modo a aumentar Pf gradativamente, removendo fluido alterado (com gás livre) da proximidade do poço e produzindo óleo (monofásico) até estabilizar a vazão e a razão gás-óleo na superfície. O procedimento deve, tipicamente, durar 24 horas
Nota: RGO=Vg, SC/ Vo, STO (m3sc/m3std)
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Princípios de Amostragem
Neste momento, pode-se utilizar
amostragem de fundo
amostragem de superfície
A amostragem de fundo, em princípio, é a mais confiável
Amostragem de superfície
Q e RGO, assim como a pressão e a temperatura de fundo, devem ser medidas com exatidão para que os fluidos possam ser adequadamente recombinados
se há golfadas de gás a recombinação não é indicada
Deve-se evitar testar zonas produtoras de água
Poços surgentes são mais indicados para amostrar. Em poços bombeados é mais difícil 
Ler: API Recommended Practice for Sampling Petroleum Reservoir Fluids (API RP 44)
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Amostrador de Fundo
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Esquema de Amostragem em Superfície
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Análise Laboratorial
O grau de encolhimento (isto é, o valor de Bo) depende não só da temperatura e da composição do fluido, mas também da maneira como ocorre o processo de separação
Separação Flash é a separação em que o fluido é radical e subitamente despressurizado e imediatamente duas fases se formam. Esse processo aproxima-se mais do que ocorre num separador de superfície.
Liberação Diferencial é o processo no qual uma queda de presão gradual é aplicada ao fluido. A cada decréscimo de pressão o gás liberado é continuamente removido. Acredita-se que este processo reproduza melhor o que ocorre no reservatório, onde o gás separa-se do óleo em fluxo por sua maior mobilidade ou por efeito gravitacional
Para a maior parte dos óleos, a liberação diferencial resulta em menor encolhimento (menor Bo)
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Liberações Flash e Diferencial
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Viscosidade de Óleos
Há dois processos de medição: viscosímetro de bola (rolling-ball viscosimeter) ou (mais modernamente) viscosímetro capilar
Viscosímetro de Bola: numa garrafa cheia de óleo, uma bola percorre o fluido. Mede-se eletronicamente o tempo que a bola leva em seu percurso. O aparelho é calibrado com óleos de viscosidade conhecida. 
Viscosímetro Capilar: mede-se a queda de pressão num tubo capilar quando o óleo é bombeado através do tubo
Em ambos os métodos, a temperatura de reservatório deve ser respeitada.
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