Pressão do ponto de bolha de óleo

No seu estado original, os óleos de reservatório incluem algum gás natural em solução. A pressão na qual este gás natural começa a sair da solução e a formar bolhas é conhecida como a pressão do ponto de bolha. Esta página discute os cálculos do ponto de bolha e a relação gás/óleo em solução (GOR).

Correlações para o cálculo do ponto de bolha

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  Tabela 1

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  Tabela 1

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  Quadro 1 contd.

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  Quadro 1 contd.

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  Quadro 2

Estas equações podem ser expressas funcionalmente como:

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Solução GOR é determinada rearranjando qualquer equação de correlação.

Análise estatística de correlações

Estudos transversais fornecem análises estatísticas para correlações de pressão-bolha e solução GOR e fornecem recomendações baseadas em seus achados; entretanto, nenhuma dessas referências examina o conjunto completo de correlações. Al-Shammasi compilou um banco de dados de 1.243 pontos de dados da literatura. Isto foi complementado por 133 amostras disponíveis numa base de dados da GeoMark Research, elevando o número total de pontos de dados para 1.376. Estes dados foram então usados para classificar as correlações de pressão dos pontos de bolha. A Tabela 3 resume os intervalos de dados encontrados nesta compilação e a sua distribuição. A figura 1 mostra a distribuição dos dados utilizados na preparação das correlações PVT.

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  Quadro 3

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  Fig. 1 – Distribuição dos dados utilizados para preparar correlações PVT.

Tabela 4 resume o desempenho da correlação. Os resultados são ordenados por erro relativo médio absoluto, o que forneceu um meio para classificar os métodos.

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  Tabela 4

Os dados foram ainda agrupados para examinar o impacto da gravidade do petróleo bruto e GOR na consistência das correlações. Os métodos propostos por Lasater, Al-Shammasi, e Velarde et al. demonstraram confiabilidade em uma ampla gama de condições. O autor obteve bons resultados com as correlações Standing e Glasø, embora possam não ter sido altamente classificados com este conjunto de dados. A figura 2 mostra essas correlações para comparação.

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  Fig. 2 – Correlações de pressão de ponto bolha selecionado.

Comparação de correlação para solução variável GOR

Fig. 3 resume graficamente os resultados de todas as 32 correlações de pressão de ponto de bolha para GOR variável, um óleo cru de 35°API, uma gravidade de hidrocarbonetos gasosos de 0,65, e uma temperatura de 150°F. Os métodos individuais não são rotulados porque é o envelope e a gama de respostas que são de interesse. Algumas informações sobre tendências de correlação podem ser obtidas dos outliers.

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  Fig. 3 – Relação de pressão do ponto de bolha com a solução GOR.

Impacto das impurezas nas correlações

Owolabi’s method for Alaska Cook Inlet Basin crude oil systems, shown in Fig. 3, illustrates the impact of gas impurities on the bubblepoint pressure correlation. Este sistema de petróleo bruto é caracterizado por GORs na faixa de 200 a 300 scf/STB e teores de nitrogênio de 5 a 15%. A gama limitada de GORs combinados com o nitrogênio no gás de superfície resulta em uma correlação que prevê valores bastante grandes de pressão do ponto de bolha quando extrapolado para GORs mais altos. Isto ilustra as armadilhas de desenvolver uma correlação a partir de um conjunto limitado de dados e define ainda mais a importância de compreender a gama de aplicabilidade de qualquer correlação. O método pode ser perfeitamente válido dentro de uma gama limitada de condições; entretanto, as equações que definem o método podem não ser adequadas para extrapolação.

Este exemplo também ilustra a importância de ajustar a pressão do ponto de bolha calculada para os efeitos das impurezas gasosas. Para a maior parte das vezes, foram estabelecidas correlações de pressão do ponto de bolha com poucas ou nenhumas impurezas no gás. Owolabi reconheceu a importância destas impurezas e o seu impacto nos resultados calculados. Métodos para ajustar a pressão do ponto de bolha calculada para as impurezas do gás foram desenvolvidos e devem ser usados.

Ajustes para contabilizar a composição bruta

É instrutivo focar na grande distribuição na faixa de correlações apresentadas na Fig. 3. As correlações formam um núcleo de resultados que coincide com as variações esperadas devido à natureza química do petróleo bruto. Correlações com resultados residentes acima e abaixo do envelope central foram ignoradas, e a diferença entre resultados altos e baixos foi determinada como mostrado na Fig. 4.

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  Fig. 4 – Variabilidade definida por correlações de pressão de ponto de bolha.

Correlações usando apenas a gravidade API para definir o componente do petróleo bruto não descrevem adequadamente a natureza química do petróleo bruto. O método Lasater baseia-se em uma relação entre a gravidade do petróleo bruto e o peso molecular. A equação do fator de caracterização de Watson da Whitson pode ser usada para examinar esta relação. Lasater relatou que a relação gravidade do óleo/peso molecular correspondeu a um fator de caracterização de Watson de 11,8; no entanto, em um exame mais detalhado, a correlação é representativa do óleo parafínico com um fator de caracterização de Watson de aproximadamente 12,2, como mostra a Figura 5. Whitson e Brulé recomendaram que a relação de Cragoe para determinar o peso molecular a partir da gravidade API seja usada para determinar o peso molecular bruto.

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Primeiro publicado em 1929, esta equação é geralmente usada com condensados e é aplicável na faixa de 20 a 80°API. Ela não deve ser usada fora desta faixa. Um fator de caracterização Watson de 11,8 é definido pela relação de Cragoe sobre a faixa de gravidade API 30 a 40. O trabalho da Whitson com os crus do Mar do Norte que têm um fator de caracterização de 11,9 suporta esta recomendação. Uma recomendação mais geral é usar a equação da Whitson para determinar o peso molecular a partir do fator de caracterização de Watson e a gravidade específica do óleo. Isto acrescenta a dimensão da natureza química do petróleo bruto à estimativa das propriedades do fluido usando correlações.

Lasater desenvolveu uma correlação entre um fator de pressão de ponto de bolha, pbγg/T, e a fração molar do gás dissolvido no óleo, que está representada na Fig. 6. A equação ajustada aos dados foi modificada para proporcionar melhor desempenho da correlação em condições de GOR elevado. O método do Lasater está resumido em sua totalidade nas Tabelas 1 e 2,

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  Fig. 5 – Peso molecular efetivo relacionado à gravidade do óleo do tanque.

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  Fig. 6 – Correlação do fator de pressão do ponto de bolha com a fração molar do gás.

Whitson e Brulé ofereceram uma modificação na correlação de Glasø para levar em conta as mudanças no fator de caracterização. A correlação de Glasø foi desenvolvida a partir de óleos brutos do Mar do Norte com um fator de caracterização Watson de 11,9. A modificação proposta é

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Fig. 7 mostra o efeito da alteração do fator de caracterização de Watson na pressão do ponto de bolha para as correlações do Lasater e Glasø. A faixa em soluções de pressão de ponto de bolha é comparável com a faixa exibida na Fig. 4. Claramente, a adição do fator de caracterização Watson à correlação da pressão do ponto de bolha oferece maior flexibilidade na utilização de uma correlação em nível mundial. Whitson e Brulé apresentam gráficos detalhando a relação entre a pressão do ponto de bolha e a caracterização que mostram a pressão do ponto de bolha diminuindo com um aumento no fator de caracterização. Seu procedimento de análise também permite a mudança da gravidade API e GOR. Ao permitir que essas duas grandezas variem, sua avaliação mostra o inverso da Fig. 7.

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  Fig. 7 – Efeito do fator de caracterização na pressão do ponto de bolha.

Precauções no uso de correlações

Uma correlação é uma equação ou método adequado a grupos de dados específicos para fornecer a relação entre variáveis dependentes e independentes. Correctamente definidas, as variáveis cobrem uma vasta gama de condições, permitindo que a correlação represente adequadamente os processos físicos que estão a ser modelados. A formulação das equações é importante porque elas são rotineiramente extrapoladas fora do intervalo utilizado para o seu desenvolvimento. Algumas correlações foram desenvolvidas com múltiplas equações para várias faixas de gravidade do petróleo bruto. Normalmente, 30°API é selecionado como um ponto em que as equações mudam. As descontinuidades nas relações podem surgir como resultado do uso de múltiplas equações. Outros métodos mostram tendências não-físicas. Deve-se ter cuidado no uso destes métodos para cálculos de “uso geral” em uma ampla gama de condições.

Correlações propostas por Vazquez e Beggs, Al-Najjar et al., Kartoatmodjo e Schmidt, De Ghetto et al., e Elsharkawy e Alikhan usam múltiplas equações para cobrir a gama de gravidades API. Estes métodos frequentemente exibem descontinuidades além dos limites. O método de Dokla e Osman mostra praticamente nenhuma sensibilidade à gravidade do petróleo bruto. A pressão do ponto de bolha deve aumentar com o aumento da temperatura. Os métodos propostos por Dokla e Osman, Almehaideb, Elsharkawy, e Dindoruk e Christman mostram uma diminuição. A pressão do ponto de bolha deve diminuir com o aumento da gravidade do gás. Os métodos propostos por Asgarpour et al. (para as formações Cardium/Viking e D2/Leduc) e Elsharkawy são insensíveis à gravidade do gás ou mostram uma pressão do ponto de bolha crescente com o aumento da gravidade do gás. A correlação de Omar e Todd mostra uma tendência parabólica que é imprecisa para as gravidades gasosas elevadas. Este método deve ser evitado para sistemas de petróleo bruto com gravidades de gás específicas superiores a 1,10. As figuras 8 a 10 mostram graficamente estes resultados.

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  Fig. 8 – Exemplo de descontinuidades da correlação – gravidade do IAP.

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  Fig. 9 – Correlações exibindo tendências não-físicas com a temperatura.

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  Fig. 10 – Correlações exibindo tendências não-físicas com solução de gravidade de gás.

Adicionalmente, várias outras correlações foram encontradas para exibir tendências indesejáveis. Na pressão atmosférica onde a solução GOR é zero, Petrosky e Farshad determinam um valor de 50 a 100 scf/STB. Dindoruk e Christman forneceram equações separadas para GOR e pressão de ponto de bolha devido à sua complexidade. Ambas as equações fornecem resultados quase idênticos para sistemas de GOR baixo. Para sistemas GOR superiores (por exemplo, superiores a 2.000 scf/STB), sua equação GOR fornece resultados mais realistas; portanto, ao usar o método de Dindoruk e Christman, sua equação para solução GOR é recomendada. Para o cálculo da pressão do ponto de bolha, esta equação deve ser resolvida com métodos numéricos, devido à sua formulação. Correlações propostas por Owolabi e Hasan et al. são indefinidas a pressões inferiores a 55 psia, enquanto o método de Al-Marhoun, publicado em 1985, tem um limite de pressão superior de 5.348 psia devido à formulação das equações.

Correlações são freqüentemente incorporadas em programas de computador nos quais podem ser facilmente utilizadas para condições fora da faixa pretendida para o método. Alguns métodos são bem comportados e fornecem resultados razoáveis quando extrapolados. Outros métodos só devem ser usados dentro dos limites definidos pelos dados utilizados no desenvolvimento da correlação.

Efeitos dos gases não hidrocarbonetos

Gases não hidrocarbonetos tipicamente encontrados em sistemas de petróleo bruto são nitrogênio, dióxido de carbono e sulfeto de hidrogênio. As correlações de pressão do ponto de bolha (com exceção de Owolabi, Al-Marhoun e Dokla e Osman) foram desenvolvidas com sistemas de petróleo bruto que não continham quantidades significativas de impurezas na fase gasosa. Os trabalhos de Jacobson, Glasø e Owolabi apontam para a necessidade de procedimentos para modificar a pressão do ponto de bolha calculada para estas impurezas. O nitrogênio não se dissolve facilmente no petróleo bruto, resultando em um aumento na pressão do ponto de bolha. Por outro lado, o dióxido de carbono e o sulfureto de hidrogénio são mais solúveis no petróleo bruto do que o gás natural, o que tem o efeito de diminuir a pressão do ponto de bolha. Jacobson avaliou 110 amostras de PVT de petróleo bruto contendo até 14% de nitrogênio e descobriu que um fator de correção só precisa ser baseado no conteúdo de nitrogênio do gás e na temperatura da mistura. Uma equação para considerar os efeitos do nitrogênio na pressão do ponto de bolha foi desenvolvida.

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Glasø examinou os efeitos do nitrogênio, dióxido de carbono e sulfeto de hidrogênio na pressão do ponto de bolha e desenvolveu correções para cada impureza. A correção para o teor de nitrogênio é uma função do teor de nitrogênio no gás, temperatura e gravidade do petróleo bruto.

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A correção para o dióxido de carbono é uma função do teor de dióxido de carbono e temperatura,

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enquanto a correção para o sulfeto de hidrogênio foi encontrada como uma função do conteúdo de sulfeto de hidrogênio na superfície do gás e da gravidade do petróleo bruto,

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Figs. 1 a 3 descrevem essas correções. Owolabi descobriu que o método de Jacobson foi superior para corrigir a pressão do ponto de bolha calculada para o conteúdo de nitrogênio nos sistemas de óleo cru de entrada de Cook Inlet. O método de Jacobson foi derivado de dados medidos contendo menos de 14% de nitrogênio, enquanto os dados de Glasø cobriram sistemas com quase 20% de nitrogênio. Os fatores de correção de Glasø para dióxido de carbono e sulfeto de hidrogênio utilizaram dados medidos contendo impurezas de 20 e 40%, respectivamente.

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  Fig. 1 – Fator de correlação de pressão do ponto de bolha de nitrogênio.

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  Fig. 2 – Fator de correção da pressão do ponto de bolha de dióxido de carbono.

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  Fig. 3 – Fator de correção da pressão do ponto de bolha de sulfeto de hidrogênio.

Nomenclatura

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Mo	=	Peso molecular do óleo, m, lbm/lbm mol
T	=	temperatura, T, °F
pb	=	pressão do ponto de bolha, m/Lt2, psia
γoc	=	“corrigido” da gravidade específica do óleo
γom	=	gravidade específica do óleo medida
	=	pressão do ponto de bolha do óleo com CO2 presente no gás de superfície, m/Lt2, psia
	=	pressão de ponto de bolha de óleo com H2S presente no gás de superfície, m/Lt2, psia
	=	pressão de ponto de bolha de óleo com N2 presente no gás de superfície, m/Lt2, psia
pbh	=	pressão de ponto de bolha de óleo sem hidrocarbonetos não-hidrocarbonetos, m/Lt2, psia
γAPI	==	oil gravidade API
Kw	=	factor de caracterização Watson, °R1/3

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Veja também

Propriedades do fluido do óleo

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Caracterização do óleo da ruíde

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PEH:Correlações_do_sistema_de_óleo