PET 015 – Condições reservatoriais e o petróleo

A especificação do exige o conhecimento da temperatura, pressão e composição. Como a composição varia de petróleo para petróleo será deixada de lado. A temperatura e pressão dependem apenas da profundidade do reservatório. A temperatura pode ser obtida a partir da temperatura superfícial considerando o gradiente geotérmico da área. Este gradiente gira em torno de 30 metros por grau centígrado, mas pode variar de 15 a 45 metros por grau. A pressão também pode ser estimada pela profundidade e uma boa aproximação pode ser conseguida adicionando 1 atm para cada 10 metro de profundidade. Obviamente uma medição “in loco” durante a perfuração é bem mais confiável.

A figura a seguir mostra  um diagrama de fase do petróleo. Este diagrama varia em forma de petróleo a petróleo e a figura deve ser considerada apenas ilustrativa. Nesta figura aparecem três pontos. O ponto número 1 é o ponto crítico. No caso de mistura multicomponente, é o ponto onde todas as propriedades intensivas do líquido e do gás são iguais.  O ponto 2 é o ponto crítico de condensação bárica, sendo a maior pressão que o petróleo pode coexistir com o seu gás.   Ele é conhecido como cricondenbar. O ponto 3 é o ponto crítico de condensação térmica, sendo a maior temperatura de coexistência do petróleo e seu gás, sendo conhecido como cricondenterm.

A linha tracejada que parte verticalmente do ponto crítico é a fronteira entre as regiões líquida e gasosa. As linhas tracejadas dentro da região bifásica localizam os percentuais de gás no petróleo. Este percentual é 0% sobre a curva a esquerda do ponto crítico, que é a curva dos pontos de orvalho, e 100% na curva a direita do ponto crítico, que é a curva dos pontos de bolha.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Se as condições reservatoriais correponderem ao ponto A o reservatório será petrolífero. Se corresponderem ao ponto B será gasífero. Se corresponderem ao ponto C será petrogasífero com 25% de gás sobrenadante.