Cálculo de Isotermas de Misturas de Hidrocarbonetos em Condições de Reservatório

Abstract

Este estudo prevê a determinação de uma metodologia computacional eficiente para a análise do comportamento PVT de óleos reais, com foco nos fluidos do pré-sal. Um código foi implementado em C++ para o cálculo de isotermas de misturas de hidrocarbonetos. Duas composições de óleos reais do pré-sal foram analisadas: Mistura 1 com 1,54% de componentes pesados (C₇₊) em base molar, e Mistura 2 com 6,70% de pesados [1]. Utilizou-se equações de estado cúbicas, como Van der Waals(VDW), Peng-Robinson(PR) e Soave-Redlich-Kwong(SRK). Estas equações permitem avaliar a influência de Pressão (P), Temperatura (T) e composição da mistura nas propriedades termodinâmicas do fluido. O objetivo principal deste trabalho é avaliar a influência da temperatura no cálculo de isotermas de misturas de hidrocarbonetos. Tais métodos são amplamente utilizados na indústria [1]. O cálculo é feito a partir da Equação 1: P = RT / (V - b) - a(T) / ((V + εb)(V + σb)), (1) em que R é a constante dos gases ideais e V é o volume molar. Os termos b, σ, ε e a(T) são obtidos a partir das propriedades críticas do fluido [4]. Testes iniciais com CO₂ validaram os modelos implementados a partir de dados da literatura [3]. Para misturas, o código implementado foi comparado com o software Thermopack [5]. A Figura 1 mostra a comparação da isotermas obtidas pelo código autoral e o Thermopack para um sistema CO₂+CH₄ com 50% de cada componente a uma temperatura de 250 K. O gráfico mostra que há uma concordância entre as duas estratégias, o que valida o código implementado. A Figura 2 mostra as isotermas obtidas para a Mistura 2 utilizando a equação de Peng-Robinson. Três temperaturas foram testadas: ponto crítico (T_C ~ 320 K), 380 K e 270 K. Proporcionando uma visão detalhada do comportamento da mistura sob diferentes condições termodinâmicas. O código-fonte do projeto está disponível no repositório GitHub [2]. Os próximos passos incluem a análise do comportamento de fases de misturas representativas dos reservatórios do pré-sal e a recaracterização de fluidos de reservatórios de petróleo por meio da alteração do número de pseudocomponentes pesados, sem comprometer a precisão do comportamento de fases. [...]