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Previous issue date: 2008-10-08 === Uma estimação precisa do comportamento do reservatório é necessária para a avaliação das reservas de hidrocarbonetos, previsão de desempenho futuro desenvolvimento das instalações de produção e planejamento de métodos eficazes de recuperação de óleo. No entanto, a medição de todas as propriedades do petróleo durante a operação de um poço exploratório é inviável por causa do tempo demandado para a completa caracterização. O problema é contornado com a medição de algumas propriedades, a partir das quais se estimam outras. Com esta finalidade diversos modelos foram desenvolvidos nos últimos anos para relacionar, de forma eficiente, as propriedades do fluido do reservatório como, por exemplo, fator volume de formação, razão de solubilidade, pressão de saturação, temperatura, grau API, densidade etc. Estes modelos são conhecidos na literatura e indústria como correlações PVT, dentre as quais as mais conhecidas são de Standing, Glaso e Vazquez-Beggs. Diversas modificações dessas correlações têm sido introduzidas nos últimos anos por De Ghetto, Al Marroun, Petrosky, dentre outros. Neste trabalho apresentamos, com aplicação de um ferramental estatístico adequado, uma análise destas das correlações PVT que estimam a pressão de saturação propostas por Standing, Glaso e Vazquez-Beggs. Os dados experimentais utilizados são os apresentados por De Ghetto et al. (1995).
Palavras chaves: Correlações, Propriedades PVT, Reservatórios de Petróleo.
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