Reflectância da Vitrinita

O nome parece até um trava línguas, mas você imagina o que seja esta tal reflectância? E a vitrinita?
Neste post vou falar um pouquinho da grande importância deste conceito para o mundo do petróleo, acompanhem!

Fragmento de Vitrinita

Vitrinita é um dos principais componentes presentes no carvão e no querogênio! Bingo! 

Para quem não sabe ou não recorda, o querogênio é a parte insolúvel da matéria orgânica que sobre uma determinada faixa de temperaturas e pressão se transforma no petróleo nosso de cada dia.
Uma outra curiosidade sobre o querogênio é que ele é a forma mais importante da ocorrência de carbono orgânico na Terra, sendo 1000 vezes mais abundante que o carvão e o petróleo somados, ou seja, há muito petróleo sendo processado ou melhor transformado nas profundezas dos lagos, mares e da terra.

Mas voltando para o assunto do post, o nome vitrinita se deve a sua aparência vítrea e através da medição da porcentagem de luz refletida das suas partículas é medido a maturação do querôgenio em uma rocha.

Logo, o papel da Reflectância de Vitrinita é poder determinar se uma rocha foi submetida às temperaturas adequadas para geração de quantidades substanciais de petróleo.

Este método é de grande importância na avaliação do potencial de uma reserva durante a exploração.

A figura abaixo mostra a janela de maturação do petróleo relacionando a reflectância da vitrinita (representada por Ro%) 

Observamos que:

Ro% = 0,6 caracteriza o topo da Zona Matura onde a temperatura é suficiente para iniciar o processo de geração de óleo.

Ro% = 1,35 corresponde ao topo da Zona Senil onde todo o óleo preexistente se transforma em gás.

Existem outros métodos que nos permite estimar o nível de maturação térmica em uma rocha formadora de óleo além da reflectância de vitrinita, como a análise de amostras pela variação térmica e de um parâmetro associado à pirólise (Rock-Eval). 

Com base nestas informações e com mapas estruturais da rocha geradora é possível delimitar as áreas de geração e expulsão em determinada bacia sedimentar.

Vale lembrar que estes métodos retratam apenas o resultado final da evolução térmica de uma rocha, servindo para identificar as áreas em que estas alcançaram condições adequadas para a geração e expulsão do petróleo.

Para estudar como houve esta geração e expulsão do petróleo no tempo geológico é necessário o emprego de métodos matemáticos determinísticos.

That's the way!

FONTE: Juan Carlos Silva Tamayo (Marcadores de Paleotemperaturas), www.astm.org, Séries Naturais: Aplicação no Estudo da Geração e Expulsão do Petróleo.

A Copa e o Petróleo é Nosso!!!

Se podemos afirmar duas coisas que os brasileiros passaram a conhecer e admirar ao longo dos anos é o Futebol e o Petróleo. 

Hoje, é difícil ver algum 'canarinho' que não palpite sobre as escalações do juiz e sobre os jogos da seleção, assim como o futuro da Petrobras e a rentabilidade do petróleo no Brasil.

Cantos a parte destes pássaros que muitas vezes não sabem nem o ritmo da música, mas que não deixam de cantar... o Petróleo e a Copa são nossos sim! 

Enquanto a bola não rola, vamos saber o que acontecia no mundo petrolífero nos 5 anos em que levantamos a Taça do Mundo?

1958 - Fomos Campeão na copa que aconteceu na Suécia e nossas estrelas eram os astros Garrincha e Pelé, na época com menos de 20 anos.

Neste ano faziam 5 anos que a Petrobras tinha sido fundada como resultado de uma campanha popular - O Petróleo é Nosso! - que durou 7 anos. 

Foi em 1958 que foi criada a primeira logomarca da Petrobras e era inspirada nas cores e formatos da bandeira nacional.

Imagem: Centro de Pesquisa e Documentação da Fundação Getúlio Vargas,
Rio de Janeiro/RJ - Arquivo Horta Barbosa

1962 - Conquistamos o Bicampeonato Mundial no Chile ainda sobre o brilho do rei Pelé.

No Rio Grande do Sul começava a construção da refinaria Alberto Pasqualini (Refap), hoje ela é a quinta maior refinaria da Petrobras no país. Possui capacidade de processar 30 mil m³ de petróleo/dia.

Devido a sua preocupação com o meio ambiente e segurança, ganhou o apelido de Refinaria Verde.

Ainda na década de 60 o país passava por uma grave crise política, 2 anos depois, em 1964 era instaurado o Regime Militar no Brasil.

1970 - Brasil Tricampeão no México. O Rei do Futebol, Pelé, mais uma vez brilhou e encerrou sua participação em Mundiais. Ele marcou 4 gols, sendo o mais importante na final contra a Itália. 

A década de 70 foi marcante para o setor petrolífero mundial.

No Brasil o consumo de derivados duplicou. A Petrobras reformulou sua estrutura de investimentos e o mar passou a ser a fronteira a ser desbravada para ampliar as possibilidades de aumentar a produção e abastecimento do país.

No mundo acontecia o 1° choque do petróleo, em 1973, em protesto pelo apoio prestado pelos EUA a Israel durante a Guerra do Yom Kippur, tendo os países árabes organizados na OPEP, aumentado o preço do petróleo em mais de 30%.

Em 1979, ocorria o 2° choque do petróleo. A crise política no Irã, desorganizou todo o setor de produção, elevando os preços do petróleo em mais de 1000%.

1994 - Tetracampeonato do Brasil nos EUA com show de bola da dupla Bebeto e Romário.

A Petrobras inaugurou a primeira plataforma desenvolvida no Brasil. Os desafios da exploração em águas profundas foram superados graças aos investimentos em tecnologia. 

2002 - Pentacampeão Mundial na copa que aconteceu no Japão e Coréia do Sul. Surgia o 'Fenômeno' Ronaldinho.

No Brasil, as reservas provadas são da ordem de 1.100 milhões de toneladas e a produção anual estava na faixa dos 74,4 milhões de toneladas, o que significa uma relação reservas/produção de cerca de quinze anos. Aproximadamente, 90% das reservas estão localizadas no mar, principalmente na Bacia de Campos.

2014 - Copa do Mundo no Brasil, rumo ao Hexa! Seleção com mais de 60% de favoritismos dos brasileiros e nomes como Neymar. Hulk e Daniel Alves liderando a lista de craques.

No mundo petrolífero acompanhamos a novela Pasadena x Governo. A região do pré-sal vem superando resultados e consolida uma curva ascendente na produção brasileira.

Em Abril, a produção no país atingiu a marca de 2,146 milhões de barris de petróleo/ dia e 82,9 milhões de m³/ dia de gás, segundo a ANP, assegurando a 15° posição no ranking mundial das reservas de petróleo.

A Agência ainda indicou que 92,1% da produção de petróleo e 71,6% da produção de gás natural do Brasil foram extraídos em campos marítimos.

Que jorre gols nas redes dos adversários do Brasil   =D 




Fonte: Petrobras, Aneel.

R E s E R V a T Ó R I O s

Hoje falarei do último tópico sobre o vasto mundo dos reservatórios. Há muita coisa além do que foi dito aqui nestas seis postagens que são de uma complexidade maior e quem tiver interesse pela área recomendo a leitura do livro Engenharia de Reservatórios de Petróleo .

Já falei que entre outros profissionais, os engenheiros, geólogos e geofísicos são os responsáveis pelas coletas de dados e interpretações a fim de entendermos o que acontece nas profundezas dos reservatórios de petróleo.

Com as delimitações em mãos, é hora de perfurarmos e realizarmos métodos de recuperação secundária para maximizar os ganhos a ser obtidos na explotação.

A reserva de petróleo de um país pode informar o potencial econômico do mesmo.
Segundo a OPEP, o Brasil atualmente ocupa a 15° posição (15.3 bilhões de barris) no ranking liderado pela Venezuela (297.6 bilhões de barris), Arábia Saudita ( 265.9 bilhões de barris) e Canadá (173.9 bilhões de barris. Os EUA ocupam a 11° posição (35 bilhões de barris).

CONFLITO DE INTERESSES PETROLÍFEROS

Países produtores com muitas reservas, pouca tecnologia, reduzida base industrial  e instabilidade institucional - Kuwait, Arábia Saudita, Casaquistão...

                                      X

Países consumidores com poucas reservas, alta tecnologia, grande base industrial e estabilidade institucional - EUA, Canadá, Rússia...

E o Brasil???

O Brasil encontra-se em uma situação privilegiada. Possuímos grandes reservas, alta tecnologia em petróleo, base industrial diversificada, grande mercado consumidor, estabilidade institucional e jurídica. Isso aliado as novas descobertas do pré-sal nos coloca em um patamar com grandes perspectivas de investimentos exteriores e boom do nosso mercado interno.

O futuro é certamente promissor e será necessário um bom número de pessoas qualificadas e treinadas para colocar todo este potencial em produção. Se você também é apaixonado pelo ouro negro, não perca tempo! A hora é agora! 

6- Definições Importantes

Antes de calcularmos a reserva de petróleo devemos conhecer alguns conceitos técnicos, vamos aprendê-los? =D

Volume Original ou Volume de Óleo In Place (N) = É a quantidade de óleo existente no reservatório na época de sua descoberta.

Volume Recuperável (Vr) = É a quantidade de óleo ou gás que se espera produzir de forma econômica uma acumulação de petróleo.

Produção Acumulada (Np) = Quantidade de fluido já produzido em determinado instante.

Fator de Recuperação do Óleo (Fr) = É o percentual do que se consegue recuperar.

Fração Recuperada (FR) = é o percentual do quanto já se produziu.

Reserva (R) = É o que ainda se consegue recuperar do reservatório.

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Com os conceitos já delimitados, podemos passar pra parte interessante... os cálculos!!!

Volume do Reservatório: V= A*h  --> Aqui calculamos o volume total das rochas e dos fluidos. A área e a espessura são obtidas pelos métodos das Avaliações das Formações.

Volume Poroso: Vp= % porosidade * Volume do Reservatório  -> Estamos interessados na parte porosa da rocha, pois é nela que está o petróleo.

Volume do Óleo: Vo = So (saturação do óleo) * Volume Poroso  -> Nos poros da rocha podem conter água, óleo e gás, mas para o cálculo da reserva de petróleo, queremos saber somente a porcentagem do óleo.

Volume do Óleo In Place: N = Volume do Óleo / Bo (Fator de Formação do Óleo em Superfície)

Volume Recuperável: Vr = Fr * N

RESERVA = Vr - Np

Observem que na verdade o volume recuperável de petróleo é bem menor do que o volume do reservatório, através dos métodos de recuperação secundária podemos melhorar os fatores de recuperação e consequentemente aumentar o valor das reservas.

Por isso, todo o estudo sobre mecanismos de produção é de extrema importância para manutenção do reservatório e para mantê-lo produtivo por um longo período de tempo.

Time is Money! 




FONTE: Fundamentos de Engenharia de Petróleo.

R E s E R V a T Ó R I O s

5- Métodos de Recuperação

Com o passar do tempo a energia natural do reservatório vai diminuindo e pra resolver este problema foram desenvolvidos os métodos de recuperação visando o aumento da produção acumulada e assim um maior fator de recuperação.

Os métodos de recuperação podem ser secundários ou terciários.

Métodos de Recuperação Secundários (Principais Métodos)

   1. Injeção de Água

   2. Injeção de Gás Não Miscível

Deslocam o óleo e auxilia a manter a pressão do reservatório, porém deve se ter bastante cuidado ao injetar um fluido no reservatório pois não é desejado que este seja miscível ao fluido deslocado (do reservatório).

O fluido deslocante é injetado no reservatório através de um poço injetor, como mostra as figuras abaixo.

Em palavras mais grotescas é como se a água ou o gás empurrasse - como um rodo que tira a água do chão - o petróleo do reservatório.

Vale ressaltar que assim como o rodo deixa um pouco de água no chão, sempre ficará resquícios de petróleo nos poros que não serão produzidos - empurrados - do reservatório, é o que chamamos de Saturação Residual.

A escolha entre o tipo de fluido deslocante tem que levar em conta alguns fatores como o tipo de rocha do reservatório e a disponibilidade do fluido. 

Numa visão ampla, a água é o melhor fluido deslocante pois ela tem uma mobilidade menor que o gás, assim ela irá deslocar uma maior parcela de petróleo ao passo que o gás irá fluir mais rapidamente, encontrando caminhos para sair do reservatório sem deslocar uma boa parcela de óleo.

Métodos de Recuperação Terciários (Métodos Especiais)

São mais caros que os métodos secundários.

     1. Métodos Miscíveis (Injeção de gás miscível)

- Diminuem a tensão superficial entre o óleo e a rocha - uma parcela do óleo fica impregnado na rocha, as gotículas de óleo são quebradas em parcelas menores, sendo produzidas pelos gases miscíveis.

- Consequentemente reduzem a saturação residual do óleo - aumento do volume recuperável.

- Em determinadas pressões o CO2, o N2 e o gás natural podem ser miscíveis com o óleo.

    2. Métodos Térmicos (Injeção de vapor e combustão in situ)

- Aumenta a temperatura no reservatório diminuindo a viscosidade do óleo.

Após a combustão in situ, onde literalmente coloca-se fogo dentro do reservatório, o poço será abandonado pois o reservatório terá suas propriedades destruídas.

    3. Métodos Químicos (Polímeros, tensoativos, solução alcalina)

-Reduzem a tensão superficial quebrando as gotículas de óleo em gotículas menores.

- A injeção de polímeros misturado a água aumenta sua viscosidade e consequentemente diminui sua mobilidade, o que aumenta a eficiência de varrido do óleo.

No próximo e último post referente a Reservatórios falarei um pouco sobre algumas definições importantes e mostrarei como calcular o volume de uma reserva de petróleo.

Keep Drilling !

Fonte: Fundamentos de Engenharia de Petróleo - José Eduardo Thomas.

R E s E R V a T Ó R I O s

4 - Mecanismos de Produção

Nesta etapa, estudamos a produção inicial de um reservatório, quando este possui energia suficiente para produzir sozinho durante determinado período.

A energia do reservatório é calculada pela pressão, quanto maior a pressão, mais fluido será produzido.
Além da pressão, a energia primária dependerá da natureza dos fluidos, do volume do reservatório e das propriedades das rochas e dos fluidos.

A produção dos fluidos é devida geralmente a dois efeitos principais:

1 - Descompressão - Promove a expansão dos fluidos e a contração do volume poroso.

É simplesmente reduzir a pressão através da comunicação do poço com as condições de superfície.

Se nenhum mecanismo de contrapressão for utilizado, poderá ocorrer um blowout.

2 - Deslocamento de um fluido por outro - Água proveniente de um aquífero ou gás proveniente de uma capa de gás.

Para que haja produção dos fluidos contidos nos espaços porosos da rocha é necessário que outro fluido venha a ocupar o espaço vazio deixado por aqueles. 

MECANISMO DE GÁS EM SOLUÇÃO

No primeiro cenário, o reservatório está acima da pressão de saturação. A medida que for sendo produzido, a pressão cai até a pressão de bolha e começa a surgir bolhas de gás dissolvidas no óleo, como ilustra o segundo cenário. Estas bolhas de gás ficarão impregnadas de óleo e assim o óleo será produzido.

Ao ser produzido em grandes quantidades, o gás leva consigo a energia do reservatório e a pressão declina rapidamente. Como o gás possui maior mobilidade que o óleo, o gás será rapidamente produzido e consequentemente a produção de óleo será declinada.

Com a ausência de gás no reservatório o óleo não conseguirá ser produzido somente com a energia primária e então será necessário a utilização de métodos secundários (artificiais) de recuperação.

- As taxas de recuperação são pequenas, normalmente inferiores a 20%.

Principais Características: 

• A pressão declina rapidamente.
• Baixo Fator de Recuperação
• Pouca ou nenhuma produção de água.
• A razão Gás-Óleo cresce rapidamente no início e depois torna a cair.
• Requer elevação artificial muito cedo.

O gráfico mostra com clareza a RGO e a Pressão.

MECANISMOS DE CAPA DE GÁS

A zona de óleo é posta em produção e a redução da pressão leva a uma expansão gradativa da capa de gás, que penetra na zona de óleo expulsando-o.

- As taxas de recuperação são maiores que no mecanismo de gás em solução, normalmente em torno de 20% e 30%.

Características:

• A pressão cai vagarosamente.
• Poços surgentes por mais tempo.
• Fatores de recuperação elevados.
• Pouca ou nenhuma produção de água.
• A RGO cresce devagar.

- Os picos da curva RGO são devido a dissolução do gás no poço a medida que estar sendo feita a produção. A capa de gás tende a aumentar e consequentemente várias correções dos canhoneados é feita para evitar que se produza na zona do gás. 

Afinal, queremos que a energia do reservatório se conserve pelo maior tempo possível, né? =D

MECANISMO DE INFLUXO DE ÁGUA

É necessário que o reservatório esteja em contato com uma grande acumulação de água.

A queda de pressão leva a expansão da água do aquífero, que invade o reservatório e desloca o óleo.

A diferença do mecanismo de capa de gás é que o gás expande muito mais rápido que a água, assim quanto maior o aquífero maior será a produção de óleo.

É um excelente mecanismo de produção.

- As taxas de recuperação variam de 30 a 40%.

Características:

• A pressão se mantém elevada por mais tempo
• A razão Água-Óleo cresce continuamente.
• A água produzida é reinjetada no próprio reservatório.

MECANISMO COMBINADO

Funciona como uma combinação dos mecanismos de capa de gás e influxo de água.

O gás ao se expandir empurrar o óleo pra baixo e o aquífero empurra o óleo pra cima, confinando o óleo em uma determinada 'janela' de produção.

Com o tempo, a pressão será reduzida causando o aparecimento de gás livre na zona de óleo.

SEGREGAÇÃO GRAVITACIONAL

- A gravidade é o agente responsável pela melhoria do desempenho dos mecanismos de produção. Ela faz com que ocorra a segregação de fluidos, ou seja, que eles se arranjem dentro do reservatório de acordo com a sua densidade.

 - Seu efeito é melhorado se as vazões não forem muito elevadas.

Fonte: Fundamentos de Engenharia de Petróleo, Thomas.

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3- Tipos de Reservatórios

Vamos supor que tenha sido encontrada uma formação portadora de óleo, o que se pode esperar que esse reservatório venha a produzir?

Como sabemos, um reservatório de petróleo é uma armadilha contendo óleo, água e gás, em variadas proporções.

A figura seguinte mostra esquematicamente a condição padrão destes fluidos no interior do reservatório e o que resulta quando eles são levados para a superfície.

Comportamento dos Fluidos nas Condições de Reservatório e Superfície.

Podemos observar que as condições de pressão e temperatura são fatores importantes na determinação do tipo de fluido que será recuperado.

RESERVATÓRIOS DE ÓLEO

• Hidrocarbonetos em estado líquido no Reservatório (Ponto R).
• Nas condições de Superfície (Ponto S) , temos óleo e gás.

Reservatório de Óleo.

RESERVATÓRIOS DE GÁS

O gás nas condições padrões de superfície é o resultado da composição de três partes. Uma parte 

do gás é proveniente dos hidrocarbonetos que nas condições de 

temperatura e pressão do reservatório já se encontram no estado gasoso e têm 

o nome de gás livre. A segunda parte é o gás que sai de solução do óleo, isto é, os 

hidrocarbonetos que se encontram dissolvidos no óleo nas condições do 

reservatório e se vaporizam quando a mistura é levada para as condições de

superfície. A terceira parte é o gás que se encontra dissolvido na água nas 

condições do reservatório, 

essa parcela é desprezível, não entrando nos cálculos das 

produções.

RESERVATÓRIOS DE GÁS ÚMIDO

• Hidrocarbonetos em estado gasoso no Reservatório (Ponto R).
• Nas condições de Superfície (Ponto S), temos gás e condensado.

Gás Condensado = Determinados campos de petróleo produzem o denominado "gás condensado", que não é considerado verdadeiramente um gás e nem líquido, apresentando uma "dupla fase fluida". Não é um gás devido a sua alta densidade e não é um líquido porque sua superfície de contato varia da fase gasosa para a fase líquida. 

Reservatório de Gás Úmido.

RESERVATÓRIOS DE GÁS SECO

• Hidrocarbonetos em estado gasoso no Reservatório (Ponto R).
• Nas condições de Superfície (Ponto S), temos apenas gás.

Reservatório de Gás Seco.

RESERVATÓRIOS DE GÁS RETRÓGRADO

Reservatório de Gás Retrógrado.

Se a temperatura do fluido do reservatório Tr está entre a temperatura do ponto crítico Tpc e a temperatura cricondentérmica Tc, o reservatório é classificado como Reservatório de Gás de Condensação Retrógrada.

Temperatura Cricondentérmica = É a temperatura máxima em que ainda existem duas fases em equilíbrio.

O fluido existe como um gás nas condições iniciais do reservatório, como indica o ponto R na figura acima.

Quando ingressa no poço e começa a subir para a superfície, a pressão e temperatura diminuem e haverá presença de duas fases. À medida que o fluido vai sendo produzido, a pressão no interior do reservatório diminui, enquanto a temperatura permanece constante.

Em algum momento o sistema irá se encontrar no ponto 1 sobre a curva de orvalho. Teoricamente, nesse instante aparecerá a primeira gota de líquido.

A certa altura da vida produtiva da formação, começa a ocorrer uma condensação de certos componentes da mistura, ou seja, uma parte do gás se liquefaz, no ponto 2.

Com o prosseguimento da produção, a pressão continua a cair, fazendo com que o gás que está no estado líquido volte ao estado gasoso, no ponto 3.

Com a diminuição da pressão, todo o gás liquefeito eventualmente voltará ao seu estado inicial (gás). O ponto de interesse da questão é o fato de uma redução de pressão causar a condensação do gás, quando o esperado é que reduções de pressão causem vaporizações de líquidos.

Todo o fenômeno da condensação retrógrada acontece no interior da rocha reservatório.

RESERVATÓRIOS DE ÁGUA

Apesar da água estar sempre presente nos reservatórios, nem sempre a sua quantidade, expressa pela sua saturação, é suficiente para que ela se desloque até a superfície.

Existe uma saturação mínima de água a partir da qual ela se torna móvel. Essa 

saturação depende da rocha e dos fluidos nela contidos. Se a saturação de água for 

igual a esse valor mínimo, não haverá fluxo e consequentemente não haverá 

produção de água dessa rocha.

A água que chega na superfície também pode ter origem em 

aqüíferos, que podem estar adjacentes às formações portadoras de 

hidrocarbonetos.

No próximo tópico da série, falarei como colocar estes diferentes tipos de reservatórios em produção.

Keep Drilling! ;)


Fonte: Fundamentos de Engenharia de Petróleo - José Eduardo Thomas.

R E s E R V a T Ó R I O s

Dando continuidade ao tema de Reservatórios....

2- Mudanças de Fase

Não é muita novidade que qualquer fluido ou gás tem suas propriedades alteradas quando estes passam de um estado originário para outro.

As condições de pressão e temperatura dentro do reservatório são bem diferentes das condições na superfície. A medida que o óleo é produzido, a pressão dentro do reservatório vai diminuindo e chega até um limite onde o óleo não pode ser mais recuperado, é aí que entra em ação os métodos de recuperação, mas isso é assunto para o 5° post da série .... aguardem!!

Variação da Pressão no Reservatório

O ponto 1 representa Pressão Estática - é a pressão no reservatório quando não há fluxo, ou seja, quando o reservatório está em seu estado originário sem qualquer intervenção.

O ponto 2 quando o reservatório já está em produção representa a Pressão de Bolha - aqui começa a vaporização à temperatura constante.

Importante saber!

Ponto de Bolha - Determina a pressão e temperatura em que se forma a primeira bolha de gás.

Ponto de Orvalho - Determina a pressão e temperatura em que o gás deve ser resfriado para que a condensação de água se inicie.

O ponto 3 representa as condições de temperatura e pressão do fluido (óleo ou gás) na cabeça do poço, ou seja, na superfície.

Ainda em relação ao gráfico acima observamos o ponto de encontro entre as linhas dos pontos de bolha e de orvalho, conhecido como Ponto Crítico, esta configuração é para misturas.

Antes da linha do ponto de bolha, a fase em que se encontra a mistura é líquida, na área delimitada pelas duas linhas é uma zona de equilíbrio em que as fases líquida e gasosa coexistem ao mesmo tempo, após a linha do ponto de orvalho, a mistura se encontra na fase gasosa.

Para uma substância pura, o Ponto Crítico é o maior valor de pressão e temperatura onde duas fases podem coexistir. O gráfico abaixo representa as fases em que se encontra uma substância pura qualquer e seu Ponto Tríplice, em que as fases gasosa, líquida e sólida coexistem em equilíbrio.

É isso, uma rápida abordagem sobre as mudanças de fase que ocorrem no fluido desde o reservatório até a superfície.

Existem reservatórios que produzem água, gás e óleo e existem reservatórios que produzem somente um ou dois destes fluidos.

Próximo post abordarei os tipos de reservatórios e entenderemos o porquê isso ocorre.

=)