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Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo –CEP/CT/UFRN 2017.1
Henrique Borges de Moraes Juviniano
UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO NORTE
CENTRO DE TECNOLOGIA
CURSO DE GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA DE PETRÓLEO
ENGENHARIA DE PETRÓLEO
APLICAÇÃO DE SOLUÇÃO DE GLICERINA P.A. E TENSOATIVOS
NA RECUPERAÇÃO AVANÇADA DE PETRÓLEO
HENRIQUE BORGES DE MORAES JUVINIANO
NOVEMBRO, 2017
NATAL, RN
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo –CEP/CT/UFRN 2017.1
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Henrique Borges de Moraes Juviniano
HENRIQUE BORGES DE MORAES JUVINIANO
APLICAÇÃO DE SOLUÇÃO DE GLICERINA P.A. E TENSOATIVOS NA
RECUPERAÇÃO AVANÇADA DE PETRÓLEO
Trabalho apresentado ao Curso de
Engenharia de Petróleo da Universidade
Federal do Rio Grande do Norte como
requisito parcial para a obtenção do título
de Engenheiro de Petróleo.
Orientador (a): Dr. Marcos Allyson Felipe Rodrigues
NOVEMBRO, 2017
NATAL, RN
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo –CEP/CT/UFRN 2017.1
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Henrique Borges de Moraes Juviniano
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo –CEP/CT/UFRN 2017.1
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Henrique Borges de Moraes Juviniano
JUVINIANO, H. B. de M. Aplicação de solução de glicerina P.A. e tensoativos na
recuperação avançada de petróleo. 2017. 61 f. TCC (Graduação) - Curso de Engenharia de
Petróleo, Universidade Federal do Rio Grande do Norte, Natal, Brasil, 2017.
Palavras-Chaves: Solução de glicerina e tensoativo, Recuperação Avançada de Petróleo,
Sustentabilidade, Arenito sintético, Biodiesel.
Orientador: Prof. Dr. Marcos Allyson Felipe Rodrigues
RESUMO
_____________________________________________________________________
Ao longo da vida produtiva do reservatório, a energia natural diminui à medida que os
hidrocarbonetos e outros compostos são extraídos, o que compromete a produtividade do
poço. Assim se faz necessário o uso de métodos que visem suplementar a pressão ou reduzir
as forças viscosas ou capilares do reservatório, resultando em um aumento de produção. Na
indústria essas soluções são conhecidas como métodos de recuperação convencionais e
avançada, Improved Oil Recovery (IOR). Porém, os custos de alguns desses métodos não
acompanham linearmente a curva de receita, com isso pesquisas são amplamente
desenvolvidas para solucionar esse impasse. Dentre as possibilidades, encontra-se o uso de
rejeitos industriais, dos quais se destacam o uso da glicerina proveniente do Biodiesel, ou o
uso de tensoativos como auxiliar químico. Com isso, o objetivo desse trabalho é propor o uso
de duas soluções compostas Glicerina PA, Água destilada e UNT L90 com concentrações de
2:1:CMC (GAT01) e 1:2:CMC (GAT02) na recuperação avançada de um óleo médio em um
arenito sintético. Durante a realização desse trabalho foram feitas análises para caracterizar
cada um dos componentes do sistema, sendo assim realizou-se análises difração de raio-x
(DRX) e fluorescência de raio-x (FRX) do arenito sintético, densidade, viscosidade, ângulo de
contato e tensão superficial das soluções GAT01 e GAT02, e análises de densidade e
viscosidade do petróleo da bacia Potiguar. Ao final dos ensaios em bancada e tratamento dos
dados, se constatou que a solução GAT01 atingiu um valor de fator de recuperação (FR) de
4,53% e que a solução GAT02 alcançou um FR de 3,84%. Os resultados encontrados nesse
trabalho mostram uma possibilidade de desenvolvimento de um novo sistema de recuperação
avançada, uma vez que em ambos os casos estudados as soluções se mostraram como boas
alternativas de EOR para um reservatório de óleo médio. Entretanto estudos mais avançados
envolvendo a viabilidade econômica, com diferentes condições de pressão/temperatura, com
soluções mais aprimoradas e que utilizem os rejeitos industriais do Biodiesel, como a
glicerina bruta, devem ser realizados com possibilidade de teste em pequena escala.
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Henrique Borges de Moraes Juviniano
JUVINIANO, H. B. de M. Application of a glycerol and surfactant solution to enhanced oil recovery. 2017. 61 f. TCC (Graduação) - Curso de Engenharia de Petróleo, Universidade
Federal do Rio Grande do Norte, Natal, Brasil, 2017.
Keywords: Glycerine and surfactant solution, Enhanced oil recovery, Sustainability,
Synthetic sandstone, Bio-diesel.
Tutor: Prof. Dr. Marcos Allyson Felipe Rodrigues
ABSTRACT
_____________________________________________________________________
Along the productive life of a reservoir, the natural energy decreases as the hydrocarbons and
other compounds are produced, hampering the well productivity. Therefore, it is necessary to
apply recovery methods to supplement the pressure or reduce viscous forces, increasing the
production. These solutions are known as conventional and enhanced oil recovery methods
(EOR). However, the some of these methods costs are not linear with profit curves, so
researches have been seeking for methods to solve this impasse. Among the many
possibilities, there is the use of industrial waste, such as glycerin from biodiesel or the use of
surfactants as chemical assistant. Therefore, the aim of this study was to propose the use of
two solutions composed by glycerin, distilled water and UNT L90 with concentrations of 2:1:
CMC (GAT01) and 1:2: CMC (GAT02) in the enhanced oil recovery of a petroleum with
25,94 API gravity using a synthetic sandstone plug. Analyses to characterize each
components of the system were performed. There were x-ray diffraction (DRX) and x-ray
fluorescence (FRX) analyses of synthetic sandstone, specific gravity, viscosity, superficial
tension and contact angle of the solutions GAT01 and GAT02, and analysis of specific
gravity and viscosity of the petroleum from the Potiguar basin. After the tests and data
treatment, it was found that the solution GAT01 reached a recovery factor of 4.53% and the
solution GAT02 obtained a FR of 3.84%. The results of this work show a possibility to the
development of a new advanced recovery system, since in both cases the solutions were good
EOR alternatives for a medium API gravity oil reservoir. However, advanced studies
involving the economic viability, with greater durability, using different pressure/temperature
conditions, with more complex enhanced solutions and using the industrial residue of
Biodiesel, crude glycerin, must be carried out with possibility to perform a small-scale test.
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DEDICATÓRIA
Dedico esse meu trabalho a Deus e as cinco
mulheres da minha vida Nossa Senhora de
Aparecida, Mariinha, Jussara, Patrícia e Julia
Maria pelo estímulo e por estarem sempre
presentes ao meu lado durante os meus
momentos importantes.
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AGRADECIMENTOS
Em primeiro lugar gostaria de agradecer a Deus por tudo que ele faz por mim, pela minha
família e amigos, sem eles não eu não seria nada, e a Nossa Senhora de Aparecida pela proteção
de seu manto durante toda a minha caminhada.
Agradeço em segundo lugar a meus avós Maria Aparecida Borges de Moraes e Clovis
de Moraes pela companhia, apoio e força que me deram mesmo estando tão distantes de mim
fisicamente.
Gostaria de agradecer em seguida a minha mãe Jussara por ter visto além de uma
pequena matéria de jornal durante uma viagem acerca da qualidade do ensino na UFRN. Essa
descoberta dela me levou a desbravar uma pequena parte do amplo oceano do conhecimento e
sem o apoio, confiança e dedicação dela eu não estaria aqui defendendo esse trabalho hoje.
Sem mencionar a minha irmã Patrícia que sempre me amparou nos momentos de fraqueza e
de dúvidas, sempre me abraçando e dizendo que tudo iria dar certo, obrigado por
compreender minhas ausências em alguns momentos de sua vida. Agradeço a meu irmão
Otávio pela amizade e suporte durante esses anos de universidade. Agradeço também a minha
namorada Julia Maria por todo apoio que me deu durante minha estadia nos EUA e em Natal,
pela grande ajuda no desenvolvimento experimental e teórico desse trabalho e por sempre
estar do meu lado nos momentos que precisei.
Ao professor Dr. Djalma Ribeiro da Silva e a Dra. Tarcila Maria Pinheiro Frota pela
grande oportunidade que me deram ao abrir as portas do NUPPRAR e de seus grupos de
pesquisa no ano de 2015, sempre me orientando, desenvolvendo trabalhos e incentivando a
minha busca por conhecimento acadêmico.
Ao professor Dr. Marcos Allyson Felipe Rodrigues por todos os ensinamentos
repassados em sala de aula tão como o apoio na elaboração e execução deste trabalho. A
todos os professores que abriram as portas de seus laboratórios para que eu fizesse alguma
análise ou procedimento para esse trabalho, em especial aos professores Dr. Eduardo Lins de
Barros Neto que me concedeu a oportunidade de utilizar a célula reservatório do NUPEG e
seus equipamentos de caracterização, a Dra. Tereza Neuma de Castro Dantas que me
proporcionou a possibilidade poder trabalhar junto ao seu grupo de pesquisa e por ter deixo eu
realizar análises físico químicas no LTT além de ter me aconselhado e guiado acerca das
atuações do UNT L90 no meio poroso e ao Dr. Lindemberg de Jesus Nogueira Duarte por ter
liberado os seus equipamentos de caracterização de petróleo.
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Henrique Borges de Moraes Juviniano
A todos os amigos e colegas do NUPPRAR, pelo carinho, companheirismo,
ensinamentos, atenção e incentivo que me proporcionaram, sempre me ensinado com muita
calma e clareza conceitos e técnicas laboratoriais de análises físico químicas.
Ao Dr. Raoni Batista dos Anjos pelo apoio no desenvolvimento da teoria desse
trabalho, pelos ensinamentos laboratoriais e por sempre ter me guiado pelos caminhos
tortuosos que passei. A Msc. Larissa Sobral Hilário pela grande paciência, dedicação em
ensinar e colaboração no desenvolvimento dos experimentos e na teoria deste trabalho. Ao
Msc. Semuel Ebenézer e Msc. Milene Caroline pelo grande auxílio no desenvolvimento dos
ensaios de EOR em bancada e pelos ensinamentos laboratoriais.
A FUNPEC (Fundação Norte-Riograndense de Pesquisa e Cultura) pelo apoio
financeiro concedido, permitindo a realizando desse trabalho. A Dona Francisca e Seu
Otaciano pelos inúmeros litros de café que regaram o desenvolvimento desse trabalho, a Msc.
Katherine Carrilho pelo auxilio na realização dos experimentos físico químicos, a Paulo Vitor
pela colaboração nos ensaios de molhabilidade e a Dra. Tamyris Souza por ter me ajudado na
busca da literatura desse trabalho e na revisão.
Agradeço também aos meus professores e professoras do departamento de engenharia
de petróleo e da escola de ciência e tecnologia da UFRN por todo o conhecimento, carinho,
atenção, rigidez e profissionalismo que me passaram durante esses anos de graduação.
Enfim, meus sinceros agradecimentos a todos que participaram de alguma maneira da
minha vida e desse trabalho, vocês podem ter certeza que contribuíram de alguma maneira no
meu aprimoramento e crescimento acadêmico, intelectual e espiritual.
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Sumário 1. INTRODUÇÃO ................................................................................................... 1
1.1 OBJETIVOS .................................................................................................................... 2
2. Conceitos .............................................................................................................. 3
2.1. Petróleo .............................................................................................................................. 3
2.2. Reservatórios de petróleo ........................................................................................... 5
2.3. PROPRIEDADES DAS ROCHAS ......................................................................... 7
2.3.1. Porosidade .................................................................................................................... 7
2.3.2. Permeabilidade ........................................................................................................... 8
2.3.3. Molhabilidade ............................................................................................................. 9
2.3.4. Saturação ................................................................................................................... 11
2.4. PROPRIEDADES DOS FLUIDOS ..................................................................... 11
2.4.1. Viscosidade ................................................................................................................ 11
2.4.2. Mobilidade ................................................................................................................. 12
2.4.3. Fator de Recuperação ........................................................................................... 13
2.4.4. Tensão superficial ................................................................................................... 14
2.4.5. Massa Específica ..................................................................................................... 14
2.5. Produção de petróleo ................................................................................................. 15
2.5.1. Métodos de recuperação ...................................................................................... 18
2.5.2. Recuperação Primária .......................................................................................... 15
2.5.3. Métodos de Recuperação ..................................................................................... 18
2.5.3.1. Métodos Térmicos .................................................................................................. 19
2.5.3.1.1. Injeção de Vapor ..................................................................................................... 19
2.5.3.1.2. Combustão In-Situ ................................................................................................. 20
2.5.3.1.3. Injeção de Água Quente ....................................................................................... 20
2.5.3.2. Métodos Não Térmicos ......................................................................................... 20
2.5.3.2.1. Injeção Química ...................................................................................................... 21
2.5.3.2.2. Injeção de Água ....................................................................................................... 21
2.5.3.2.3. Injeção de microrganismos (MEOR) .............................................................. 23
2.6. Biodiesel .......................................................................................................................... 24
3. MATERIAIS E MÉTODOS ............................................................................. 30
3.1. Materiais ......................................................................................................................... 30
3.2. Metodologia ................................................................................................................... 31
3.2.1. Obtenção dos plugs de Arenito Sintético ....................................................... 31
3.2.2. Caracterização do Arenito Sintético ............................................................... 33
3.2.3. Permeabilidade ........................................................................................................ 34
3.2.4. Porosidade ................................................................................................................. 34
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3.2.5. Preparo das Soluções ............................................................................................. 34
3.2.6. Caracterização dos Soluções .............................................................................. 35
3.2.7. Molhabilidade .......................................................................................................... 35
3.2.8. Preparo do Petróleo ............................................................................................... 36
3.2.9. Caracterização do Petróleo ................................................................................. 36
3.2.10. Ensaio de Recuperação ......................................................................................... 36
4. RESULTADOS E DISCUSSÕES .................................................................... 38
4.1. Análises química e mineralógica ........................................................................... 38
4.2. Análise de porosidade e permeabilidade ........................................................... 40
4.3. Análise de molhabilidade ......................................................................................... 41
4.4. Análise de massa especifica e densidade ............................................................ 42
4.5. Caracterização dos Fluidos de Saturação ......................................................... 43
4.6. Recuperação Convencional ..................................................................................... 44
4.7. Recuperação Avançada ............................................................................................ 45
5. CONCLUSÕES ................................................................................................................... 48
REFERÊNCIAS ........................................................................................................ 50
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ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 1– Fases da vida de produção de um reservatório de petróleo ....................................... 6
Figura 2 – Representação de um meio poroso ................................................................................. 8
Figura 3 – Molhabilidade do sistema óleo/água/superfície sólida ........................................... 10
Figura 4 – Comportamento reológico de diversos fluidos .......................................................... 12
Figura 5 – Curvas de eficiência de varrido horizontal para diferentes valores de razão de
mobilidades .............................................................................................................................................. 13
Figura 6 – Recuperação Primária por Gás em Solução ............................................................... 16
Figura 7 – Recuperação Primária por Capa de Gás ...................................................................... 17
Figura 8 – Recuperação Primária por Capa de Gás ...................................................................... 17
Figura 9 – Classificação dos métodos de recuperação de petróleo .......................................... 19
Figura 10 – Principais espécies de bactérias utilizadas ......................................................... 23
Figura 11 – Reação global de Transesterificação do Triacilglicerol .................................. 25
Figura 12 – Consumo de glicerina pelos diferentes setores industriais .................................. 26
Figura 13 – Processo de produção do biodiesel e de recuperação dos subprodutos ........... 27
Figura 14 – Fluxograma simplificado do processo de purificação da glicerina seguindo a
metodologia de Wurster e Sanger ...................................................................................................... 28
Figura 15 – Representação de uma molécula de tensoativo. ..................................................... 29
Figura 16 – Estruturas do tensoativo Álcool Laurílico com 9 EO – UNITOL L90 ............ 30
Figura 17– Fluxograma da Metodologia .......................................................................................... 31
Figura 18 – Localização aproximada do ponto onde foi coletada a sílica ............................. 32
Figura 19 – Localização aproximada do ponto onde foi coletada a argila. ........................... 32
Figura 20 – Dimensões do molde para preparo dos arenitos sintéticos .................................. 33
Figura 21 – Sistema utilizado para os ensaios de recuperação .................................................. 36
Figura 22 – Arenitos sintéticos após a última fase de preparo .................................................. 39
Figura 23 – Difratogramas a) AS01, b) AS02, c) Areia da praia, d) Argila. ......................... 39
Figura 24 – Amostras de arenito sintético a) sem tratamento e com tratamento, b) GAT
01 e c) GAT02, molhadas com solução salina(KCl 2,0% e CaCl2 0,2%). ............................. 42
Figura 25 – Gráfico de Volumes porosos injetados x fator de recuperação GAT01 .......... 46
Figura 26 – Gráfico de Volumes porosos injetados x fator de recuperação GAT01 ......... 48
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ÍNDICE DE TABELAS
Tabela 1 – Notificações de Descoberta nos últimos 10 anos. ...................................................... 1
Tabela 2– Composição elementar média do petróleo .................................................................... 5
Tabela 3– Classificação API .............................................................................................................. 15
Tabela 4 – Principais componentes dos materiais no FRX ........................................................ 38
Tabela 5 – Dados obtidos das amostras de arenito sintético ...................................................... 40
Tabela 6 – Parâmetros obtidos nas análises de ângulo de contato ........................................... 42
Tabela 7 – Parâmetros obtidos nas análises .................................................................................... 43
Tabela 8 – Parâmetros obtidos nas análises .................................................................................... 44
Tabela 9 – Resultados dos ensaios de recuperações convencional .......................................... 44
Tabela 10 – Resultados dos ensaios de recuperações avançada para GAT01 ...................... 45
Tabela 11 – Resultados dos ensaios de recuperações avançada para GAT 02 ..................... 47
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ÍNDICE DE ABREVIATURAS E SIGLAS
° API - American Petroleum Institute
ANP – Agência Nacional de Petróleo
AS – Arenito sintético
ASP – Alcali-Surfactante-Polimero
BT – Break Through
CMC – Concentração Micelar Critica
EOR – Enhanced Oil Recovery
FR – Fator de Recuperação
FR – Fator de recuperação
GAT01 – Solução 1 de glicerina, água destilada e UNT L90
GAT02 – Solução 2 de glicerina, água destilada e UNT L90
GB – Glicerina Bruta
IOR – Improved Oil Recovery
KRG – Permeabilidade relativa do gás
KROG – Permeabilidade relativa óleo-gás
KROW – Permeabilidade relativa óleo-água
KRW – Permeabilidade relativa da água
MEOR – Microbial Enhanced Oil Recovery
ø – Porosidade Absoluta
OOIP – Original oil in place
RA – Recuperação avançada
RAO – Razão água óleo
RC – Recuperação convencional
RGO – Razão gás óleo
So – Saturação do óleo
Sw – Saturação da água
Vd – Volume deslocado
Vinj – Volume Injetado
Vt – Volume Total
Vv – Volume Vazio
Vα – Volume Deslocável
μ0 - Viscosidade
ρ0 - Massa Especifica
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1. INTRODUÇÃO
Petróleo é definido segundo Espinola (2013) como uma substância oleosa, de cor
variável entre castanho escuro e o negro, com cheiro característico, em geral, menos densa
que a água, inflamável, encontrada em depósitos sedimentares, podendo ocorrer nos estados
sólidos (asfalta), líquido (óleo cru), ou gasoso (gás natural) (ESPINOLA, 2013).
É inquestionável o tamanho da relevância do petróleo na matriz energética global,
dados da Energy Information Administration (EIA) mostram que os combustíveis fósseis
serão base da cadeia energética até 2035 (EIA, 2015). Entretanto, as grandes descobertas
petrolíferas convencionais estão remanescendo cada vez mais escassas, e a maioria das
reservas mundiais estão se tornando maduras, o que resulta em um decaimento na produção
de petróleo devido a diminuição do volume de fluidos no reservatório, decaimento da pressão
e mudanças de viscosidade e densidade (SANTOS,2009). Segundo dados do Boletim de
Exploração e Produção de Petróleo e Gás Natural de 2015 (Ministério de Minas e Energia,
2015) as notificações de descoberta entre o ano de 2010 e 2015 caíram em aproximadamente
50%, como mostra a Tabela 1.
Tabela 1 – Notificações de Descoberta nos últimos 10 anos.
Localização 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
Terra 53 68 77 79 66 65 89 70 43 50
Mar 34 44 53 53 84 83 87 62 41 25
Total: 87 112 130 132 150 148 176 132 84 75
Fonte: Adaptado Ministério de Minas e Energia 2015
Como afirmado por Soliman “A constatação de que a maioria das reservas mundiais
estão em reservatórios maduros, resulta na urgência em desenvolver métodos para resolver a
produção excessiva de água e o aumento da eficiência na recuperação” (SOLIMAN,1999).
No ano de 2015 foram encaminhadas 8 notificações de descobertas na bacia sedimentar
potiguar para o Ministério de Minas e Energia, entretanto a produção de petróleo por métodos
convencionais no estado do Rio Grande do Norte diminui cada vez mais nos últimos anos
(ANP, 2016).
Somando-se o decaimento de novas descobertas à crescente demanda de petróleo e
seus derivados, a exploração dos campos maduros e marginais pode gerar excelentes
benefícios para a sociedade tanto no âmbito social como econômico. Diversas pesquisas vêm
sendo desenvolvidas nos últimos anos com o intuito de aumentar o fator de recuperação dos
métodos de recuperação avançada, como a injeção de polímeros (SILVA, 2014), injeção de
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Henrique Borges de Moraes Juviniano
surfactantes (CAVALCANTI, 2010), injeção de CO2 (GARCIA, 2014), Injeção contínua de
vapor (RODRIGUES, 2008) e glicerina bruta proveniente do biodiesel (BORGES, 2009).
Além de pesquisas para o desenvolvimento de novos métodos de recuperação, o
governo e a indústria buscam por maneiras de diversificar a matriz energética do país, no ano
de 2004 foi elaborado o Programa Nacional de Produção e Uso do Biodiesel (PNPB), a partir
da Lei 11.097/05. Estabelecendo que todo óleo diesel comercializado no território nacional
seja adicionado um determinado percentual de biodiesel (BRASIL, 2016). O Brasil hoje é o
segundo maior consumidor de biodiesel no mundo, ficando atrás apenas dos Estados Unidos
da América. Hoje há no território nacional 50 usinas aptas a operar comercialmente na
produção de biodiesel, com uma capacidade instalada de produção de 7,26 MMm3 por ano
(Portal Brasil, 2016).
Com a introdução cada vez mais forte do biodiesel, produzido a partir de óleos
vegetais, obtidos da soja, mamona, dendê, milho, girassol, babaçu, palma entre outros, existe
o crescimento da produção de um coproduto, a glicerina bruta (GB). Segundo Castañeda
(2014) a produção de glicerina bruta equivale a aproximadamente 10 % do volume de
biodiesel e dependo da matéria prima utilizada pode ser uma excelente fonte de renda para
famílias no semiárido nordestino. Dados da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e
Biocombustíveis (ANP, 2016) registram que foram gerados 346,8 mil m3 de glicerina bruta
em todo o território nacional no ano de 2015.
Entretanto essa glicerina bruta (GB) proveniente da produção de biodiesel apresenta
algumas impurezas, como álcool etílico e metílico e catalizadores, tornam o subproduto
inadequado para uso direto em métodos de recuperação, sendo necessário um tratamento para
a remoção das impurezas. Outro problema é a sua elevada viscosidade, que dificulta o
bombeamento desse fluido pelo meio poroso, sendo assim uma alternativa seria a produção de
uma solução de glicerina, água e tensoativo, capaz de escoar pelo reservatório reduzindo as
forças viscosas e com uma boa eficiência de varrido.
1.1 OBJETIVOS
Objetivo Geral
O presente trabalho é direcionado para o estudo e para a simulação experimental da
injeção de fluidos em meios porosos, com o objetivo de avaliar a eficiência de uma solução de
glicerina PA, água destilada e UNT L90 como método de recuperação avançada de um
petróleo médio saturado em um arenito sintético, de modo sua aplicação resulte em um
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aumento no fator de recuperação, e por consequência impactos sociais, políticos, econômicos
e ambientais.
Objetivos Específicos
1. Realizar uma revisão acerca dos métodos avançados de recuperação de petróleo
(térmicos, químicos, miscíveis e microbiológicos);
2. Redirecionar a glicerina para o setor produtivo, na utilização como fluido de
recuperação avançada de petróleo.
3. Comparar o fator de recuperação de duas soluções de Glicerina/UNT L90 com a
recuperação convencional utilizando solução salina.
4. Demonstrar uma possível solução para a produção em campos maduros e marginais
saturados com petróleo médio, através da injeção de produtos químicos no reservatório.
2. ASPECTOS TEÓRICOS
2.1. Petróleo
O Petróleo é defino segundo Rosa (2011) como uma substância oleosa, de cor variável
entre castanho escuro e o negro, com cheiro característico, em geral, menos densa que a água,
inflamável, encontrada em depósitos sedimentares, podendo ocorrer nos estados sólidos
(asfalta), líquido (óleo cru), ou gasoso (gás natural) (ROSA, 2011).
Essa fonte de energia não renovável é uma matéria-prima essencial à vida moderna,
sendo o componente básico de mais de 6.000 produtos, dentre eles gasolina, combustível de
aviação, gás de cozinha, lubrificantes, borrachas, plásticos, tecidos sintéticos, tintas e até
mesmo energia elétrica (ANP, 2016).
Na natureza o petróleo se encontra nos poros de rochas, chamadas de rochas
reservatório, cuja porosidade e permeabilidade irão permitir a sua produção. Essas duas
propriedades são características importantes de rochas sedimentares, motivo pelo qual as
bacias sedimentares são os principais locais de ocorrência. Quando essas rochas apresentam
uma elevada porosidade e permeabilidade, o par ideal para a ocorrência de reservatórios de
petróleo economicamente exploráveis é formado (CURBELO, 2006).
A teoria mais aceita acerca da formação do petróleo é a teoria orgânica, a qual assume
que a origem do petróleo está ligada á decomposição de matéria orgânica e que ao longo de
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milhões de anos foram se acumulando no fundo dos mares e dos lagos, sendo pressionado
pelos movimentos da crosta terrestre e transformando-se no petróleo. A matéria orgânica
depositada com os sedimentos é convertida por processos bacterianos e químicos, durante o
soterramento em um composto complexo, querogênio, contendo pequenas quantidades de
enxofre (S) e oxigênio (O) entretanto rico em hidrogênio e com elevada razão H/C; esse
composto é convertido em hidrocarboneto por craqueamento térmico em pressões e
temperaturas relativamente elevadas (ABREU, 2013).
Embora os petróleos extraídos no mundo possuam propriedades físicas, como
viscosidade, densidade e ponto de fulgor, diferentes eles contenham essencialmente os
mesmos compostos, sendo assim as propriedades físico-químicas de um petróleo dependem
das concentrações de cada composto, fazendo com que os óleos tenham composições
diferentes devido a divergência das matérias orgânicas de cada acumulação (ROSA, 2011).
Os hidrocarbonetos presentes no petróleo pertencem a três classes diferentes: Parafínicos,
Naftênicos e Aromáticos.
Parafínicos: Em geral são os óleos crus leves com alto ponto de fluidez, densidade
inferior a 0,85 ou teor de resinas e asfaltenos menor que 19% em peso. Apresentam
normalmente baixa viscosidade, exceto nos casos de elevado teor de n-parafinas de
alto peso molecular (alto ponto de fluidez) (THOMAS, 2001).
Naftênicos: Apresentam em geral, baixo teor de enxofre e originam da alteração
bioquímica de óleos parafínicos e parafínicos-naftênicos. Poucos óleos se enquadram
neste tipo (THOMAS, 2001).
Aromáticos: São geralmente compostos caracterizados por apresentar como cadeia
principal de um ou vários anéis benzênicos (ASKE, 2002)
Há ainda o grupo dos não-hidrocarbonetos, no qual estão inseridas as Resinas,
Asfaltenos e outros contaminantes orgânicos, além de compostos sulfurados, nitrogenados
oxigenados entre outros, além de traços de compostos metálicos (LUCHESE, 2010)
Resinas: São definidas como a fração do petróleo solúvel em alcanos leves. Possuem
características aromáticas polares, além de possuir na sua estrutura heteroátomos, tais
como nitrogênio, oxigênio ou enxofre (FARAH,2012)
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo –CEP/CT/UFRN 2017.1
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Henrique Borges de Moraes Juviniano
Asfaltenos: São misturas complexas de substâncias com alto peso molecular, formadas
por anéis aromáticos condensados, ricas em heteroátomos (O, N e S) e com cadeias
laterais parafínicas (BRASIL,2011)
No petróleo cru, quase não há hidrocarbonetos insaturados (SOUZA, 2007), todos os
petróleos contêm substancialmente os mesmos hidrocarbonetos, porém em diferentes
quantidades. A Tabela 2 apresenta a composição média do petróleo.
Tabela 2– Composição elementar média do petróleo
Elemento Distribuição Proporcional
Carbono 83 – 87%
Hidrogênio 10 – 14%
Nitrogênio 0,1 – 2%
Oxigênio 0,05 – 1,5%
Enxofre 0,05 - 6%
Metais < 1000 ppm
Fonte: Cunha, 2005
2.2. Reservatórios de petróleo
As reservas de petróleo ocorrem geralmente em reservatórios formados por rochas
sedimentares, principalmente em arenitos e calcários. Porém, outros tipos de rochas podem
apresentar porosidade suficiente para serem importantes como reservatórios (ROSA, 2011).
Segundo Sampaio (2004) os reservatórios de petróleo possuem um determinado
“ciclo de vida”, o qual começa com uma curva ascendente até atingirem o pico de produção,
alcançam a estabilidade e depois decaem (SAMPAIO,2004). As fases da vida de um campo
desde a sua descoberta até o momento do abandono, para grande parte dos reservatórios, são
ilustradas na Figura 1.
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Henrique Borges de Moraes Juviniano
Figura 1– Fases da vida de produção de um reservatório de petróleo
Fonte: Adaptado de SAMPAIO, 2004.
Segundo Rosa (2011) a exploração e produção de petróleo é um processo muito
complexo que envolve diversas etapas que são intrinsicamente ligadas ao ciclo de vida do
reservatório e que seguem a seguinte sequência:
Exploração: envolve o processo de descoberta da possível presença de reservatório
hidrocarbonetos em uma determinada região;
Avaliação: desenvolve estudos de forma concisa das descobertas realizadas na etapa
de exploração, o principal objetivo dessa etapa é avaliar todo o potencial do
reservatório ou campo;
Desenvolvimento: realiza a formalização e execução de um plano de
desenvolvimento. Desenvolvendo e projetando as instalações de superfície e
subsuperfície e traçando os princípios operacionais e procedimentos de manutenção
necessários para viabilizar a produção em um determinado campo;
Produção: nessa fase ocorre a recuperação de hidrocarbonetos utilizando apenas a
energia natural do reservatório, podendo ser por meio de influxo de água, capa de gás
ou gás em solução;
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Henrique Borges de Moraes Juviniano
Produção complementar: já nessa etapa a produção é realizada com o auxílio de
processos adicionais para suplementar a perda de energia do reservatório. E com isso
geralmente ocorre um aumento no fator de recuperação;
Abandono: essa é a última etapa, ocorrendo o fechamento dos poços quando a
produção do reservatório já não é economicamente viável para cobrir os custos de
operação.
Destaca-se que o pico de produção (platô) é atingido geralmente nos cinco primeiros
anos a partir do início da produção, essa etapa representa a capacidade de produção máxima,
para o qual os equipamentos de produção foram dimensionados (SAMPAIO, 2004).
Após esse pico, inicia-se o período de declínio em direção ao limite econômico. De
todo o petróleo existente nos reservatórios, apenas uma pequena fração consegue, na prática,
ser retirada. Isso faz com que a maior parte do óleo, cerca de 70%, fique retida no meio
poroso do reservatório. O desenvolvimento de metodologias avançadas que permitam extrair
mais deste óleo residual permite aumentar a rentabilidade dos campos petrolíferos e estender
sua vida útil (CURBELO, 2006).
2.3. PROPRIEDADES DAS ROCHAS
O enfoque desse item é discretizar algumas propriedades relevantes das rochas e dos
fluidos, imprescindíveis para este estudo.
2.3.1. Porosidade
Em sua grande maioria, as rochas reservatórios são compostas por grãos ligados uns
aos outros por um material ligante, denominado de cimento, e por um outro material muito
fino chamado de matriz (CURBELO, 2006). Segundo Allen (1993) o volume total ocupado
por uma rocha reservatório é resultado da soma do volume dos materiais sólidos e do volume
dos espaços vazios existentes entre eles, como mostra a Figura 2.
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Figura 2 – Representação de um meio poroso
Fonte: Curbelo, 2006.
A porosidade da rocha é a propriedade que fornece espaços para a acumulação de óleo
e gás. A porosidade absoluta (φ) é a razão entre o volume de todos os poros (Vp),
interconectados ou não, e o volume total da rocha (Vt), apresentada na Equação 1.
(1)
Entretanto, a porosidade absoluta não é útil na caracterização de reservatórios, pois
alguns poros podem estar isolados e não conectados aos canais porosos do reservatório. À
razão entre o volume dos poros interconectados (Vpi) e o volume total (Vt) da rocha dá-se o
nome de porosidade efetiva (φef) (MOHAGHEGH, 1996), apresentada na Equação 2.
(2)
A porosidade é uma característica de grande importância para a produção de um
reservatório, podendo ser de dois tipos: intergranular, decorrente do espaço vazio
remanescente depois que a porosidade inicial foi reduzida pela cimentação, e a por fraturas
(ROSA, 2011). A porosidade inicial depende intrinsicamente do grau de seleção dos grãos de
areia, caso eles sejam arredondados e tiverem o mesmo tamanho, a porosidade será alta (de 35
a 40%), entretanto se as dimensões forem variadas a porosidade terá valores inferiores (cerca
de 30% ou menos).
2.3.2. Permeabilidade
A permeabilidade de um material poroso está associada à capacidade de transporte de
fluido pelo seu espaço poroso (MANTOVANI, 2013). Quando existe apenas um fluido
escoando pelo meio poroso, esta propriedade recebe o nome de permeabilidade absoluta (k) e
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9
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é definida segundo a Lei de Darcy para fluxo radial permanente. Essa equação foi
desenvolvida com base em ensaios de escoamento de água através de filtros de areia e é
apresentada na Equação 3.
(3)
Onde Rw e Re representam os raios do poço e externo do sistema, respectivamente,
é a diferença de pressão entre o raio do poço e o raio externo, h é a espessura do reservatório,
é a viscosidade do fluido, q a vazão de fluxo e k a permeabilidade absoluta.
Segundo Rosa (2011) quando adaptada para exprimir o fluxo de fluidos viscosos “A
vazão através de um meio poroso é proporcional à área aberta ao fluxo e ao diferencial de
pressão, e inversamente proporcional ao comprimento e a viscosidade”. Entretanto a equação
de Darcy foi estabelecida para certas condições como: Fluxo isotérmico, laminar e
permanente; Fluido incompreensível, homogêneo e de viscosidade invariável com a pressão;
Meio poroso homogêneo, que não reage com o fluido; e Fluido único saturado em 100% da
rocha (ROSA, 2011).
Além disso Rosa (2011) define que a engenharia de reservatórios, utiliza comumente
os valores de permeabilidade após submetê-los a um processo de normalização, dividir todos
os valores de permeabilidade efetiva por um mesmo valor de permeabilidade escolhido como
base, permeabilidade relativa. O valor de permeabilidade relativa mais utilizado como base é
a permeabilidade absoluta. Assim, pode-se definir:
Permeabilidade Relativa ao Óleo: Kro = Ko/ K
Permeabilidade Relativa ao Gás: Krg = Kg/ K
Permeabilidade Relativa à Água: Krw = Kw/ K
Alguns fatores que influenciam nos valores de permeabilidade relativa são o processo
de saturação, a molhabilidade da rocha reservatório e a consolidação do meio poroso
(THOMAS, 2001).
2.3.3. Molhabilidade
A molhabilidade é um fenômeno de superfície definido e disseminado pelos estudos
de Young (1805) e Gibbs (1906). Os estudos de Young destacaram que o equilíbrio das forças
atrativas entre as partículas do fluido e as do sólido faria com que o fluido formasse um
determinado ângulo com o sólido. No entanto, Gibbs desenvolveu em seus estudos que o
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10
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ângulo de contato e não está relacionado com um balanço de forças, mas sim com um
conceito de energia de superfície.
A interação existente entre a superfície sólida e as fases fluidas, presas nos espaços
porosos, influência tanto na distribuição dos fluidos como nas propriedades dos fluxos.
Quando duas fases fluidas são colocadas em contato com a superfície sólida uma das fases é
mais atraída pelo sólido do que a outra. A fase mais atraída, é definida como fase molhante,
formando um filme, já a outra como não molhante, formando uma gota, como mostra a Figura
3 (CURBELO, 2006).
Figura 3 – Molhabilidade do sistema óleo/água/superfície sólida
Fonte: Sampaio, 2013
O ângulo de contato, θ, é definido como o ângulo medido a partir da tangente do
fluido mais denso, na linha de contato. No geral, para sistemas molháveis à água, θ = 0º, para
sistemas molháveis a óleo, θ =180º e, para sistemas com molhabilidade intermediária, θ = 90º.
A molhabilidade é uma função complexa das propriedades do sólido e do fluido, sendo assim
grandes variações no ângulo de contato podem ser obtidas por uma seleção apropriada de
pares de fluidos ou sólidos (CURBELO, 2006).
Em suma, segundo Nascimento (2015) a molhabilidade é o resultado das forças de
adesão do líquido sobre a superfície sólida, o que possibilita ao líquido uma maior ou menor
espalhamento da gota, quando depositada na superfície, resultando em um ângulo de contato
que diminui quando a molhabilidade aumenta.
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2.3.4. Saturação
Além de hidrocarbonetos, óleo e gás, os poros de uma rocha-reservatório contêm água.
Sendo assim, apenas o conhecimento do volume poroso não é suficiente para se estabelecer as
quantidades de óleo e/ou gás contidas nas formações (THOMAS, 2001).
Com isso para que essas quantidades sejam estimadas, é necessário estabelecer qual o
percentual do volume poroso da rocha reservatório é ocupado por cada tipo de fluido. Esses
percentuais recebem o nome de saturação, e são divididos em saturações de óleo, água e gás,
a soma de todos as saturações é igual a 1 (ROSA, 2011). Sendo assim o percentual do volume
poroso ocupado por cada uma destas fases pode ser expresso como:
Saturação de Óleo: So = Vo/Vp
Saturação de Gás: Sg = Vo/Vp
Saturação de água: Sw = Vo/Vp
Saturação Total: S = So + Sw + Sg = 1
2.4. PROPRIEDADES DOS FLUIDOS
2.4.1. Viscosidade
A viscosidade é a propriedade que representa a resistência ao escoamento de um
determinado fluido, podendo ser determinada através do comportamento da tensão de
cisalhamento em função da taxa de deformação. Tendo como referência a Equação 4
denominada como lei de Newton da viscosidade (TERRY, 2014).
(4)
Segundo Fox & McDonald (2011) os fluidos podem ser classificados em
Newtonianos, apresentam uma tensão de cisalhamento diretamente proporcional à taxa de
deformação, e em Não Newtonianos, não apresentam relação proporcional. A Figura 4
apresenta o comportamento de diversos fluidos e seus receptivos modelos reológicos.
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Figura 4 – Comportamento reológico de diversos fluidos
Fonte: Fox & McDonald, 2011.
2.4.2. Mobilidade
A mobilidade de um fluido é definida segundo Rosa (2011) como a razão entre a
permeabilidade efetiva desse fluido e sua viscosidade nas condições de reservatório, de
acordo com a Equação 5:
(5)
Já a razão de mobilidade é a razão entre a mobilidade do fluido deslocante (w) atrás da
frente de avanço e a mobilidade do fluido deslocado (o) – Equação 6.
(6)
A razão de mobilidade é diretamente relacionada à eficiência de varrido de um
reservatório. Razões de mobilidade favoráveis (M = 1) implicam em melhores eficiências de
varrido, já que a interface entre as fases se torna mais uniforme. Já razões de mobilidades
muito altas levam a frentes não uniformes diminuindo a área varrida do reservatório e,
consequentemente, a eficiência do método de recuperação (Rosa,2011).
A eficiência de deslocamento (Ed) ou eficiência microscópica recebe esse nome
devido a escala onde atua, já a eficiência de varrido é conhecida como eficiência
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macroscópica, uma vez que o reservatório como um todo ou uma região grande do mesmo é
considerada. E é calculado através da Equação 6 citada previamente.
Logo, a eficiência de recuperação de um projeto de injeção de um fluido imiscível em
um reservatório pode ser definida como o produto entre as eficiências de varrido horizontal,
vertical e a de deslocamento (TERRY, 2014).
Portanto, quanto maior for a razão de mobilidade, menor é a eficiência de
deslocamento de óleo, uma vez que a água injetada, que apresenta menor viscosidade e maior
mobilidade, cria caminhos preferenciais entre os poços injetores e produtores, antecipando o
tempo de breakthrough, como mostra a Figura 5 (THOMAS, 2001).
Figura 5 – Curvas de eficiência de varrido horizontal para diferentes valores de razão de
mobilidades
Fonte: SANTANA, 2008.
2.4.3. Fator de Recuperação
Segundo Terry (2014) a quantidade de óleo que é recuperável é determinada por uma
série de fatores, incluindo a permeabilidade e porosidade das rochas, as forças dos impulsos
naturais e a viscosidade do óleo.
Quando os hidrocarbonetos estão localizados em rochas reservatório "compactadas",
por exemplo o xisto, o petróleo geralmente não pode fluir, mas quando elas são permeáveis,
arenito, o petróleo flui livremente. Segundo Rosa (2011) o fator de recuperação pode ser
definido como mostra a Equação 7.
(7)
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2.4.4. Tensão superficial
Segundo Terry (2014) define a tensão superficial (γ) como a razão entre o trabalho
externo W, necessário para aumentar de A à área da interface do líquido, Equação 8.
(8)
Quando dois fluidos (líquido ou gasoso) são colocados em contato o mais denso se
posiciona na parte inferior com uma brusca diferença perante ao de menor densidade, que se
localiza na parte superior. Entretanto, isso não ocorre em um meio poroso devido aos
diferentes diâmetros, o que resulta em uma zona de transição devido a atuação dos fenômenos
capilares (ROSA, 2011).
Quando a superfície de contato se dá entre um líquido e um gás, o fenômeno e as
propriedades que aí se apresentam são denominados de superficiais. Já quando o contato é
entre dois líquidos eles são denominados interfaciais.
2.4.5. Densidade
Segundo Rosa (2011) a densidade é uma propriedade associada a cada substância e é
definida como a relação entre a massa e o volume. Na indústria de petróleo e geralmente o
petróleo cru, estado líquido, é classificado como leve, médio, pesado e extrapesado, variando
de acordo com as propriedades físicas, como densidade ou massa específica.
Em geral a indústria petrolífera utiliza a expressão ºAPI (grau API) ao invés da
densidade para classificar os óleos, Equação 9. Essa medida de densidade tem como base uma
razão que leva em consideração a densidade do óleo pela massa específica da água.
5,1315,141
6,156,15
d
API
O conhecimento do grau API de um determinado petróleo cru é um fator de extrema
importância, pois é este que indica se o petróleo é leve, médio ou pesado, o que influencia
muito em diversas etapas e investimentos da exploração do óleo, conforme apresentado na
Tabela 3.
(9)
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Tabela 3– Classificação API
ºAPI Petróleos
API < 15 Asfálticos
19 > API > 15 Extra pesados
27 > API > 19 Pesados
33 > API > 27 Médios
40 > API > 27 Leves
45 > API > 40 Extra leves
API > 45 Condensados
Fonte: Adaptado de BRASIL et al. (2011)
Como o grau API varia inversamente com a massa específica conforme, quanto menor
o valor do grau API de um petróleo, maior será a sua massa específica. Caso a massa
específica da água fosse expressa em grau API, ela apresentaria grau API 10; assim, um
petróleo com grau API menor do que 10 teria massa específica maior que a da água e nela não
flutuaria. Em termos operacionais, isto causa muitos problemas no processo de separação da
água do petróleo, operação indispensável em todo o segmento do processamento do petróleo
(SANTOS, 2009).
2.5. Produção de petróleo
A produção de petróleo consiste de um processo complexo e com diversas etapas, as
quais estão diretamente relacionadas ao ciclo de vida do reservatório a ser explorado.
(TERRY, 2014). O tempo de vida exploratório de um reservatório de petróleo pode ser
dividido em três estágios, não sendo esses necessariamente dependentes.
2.5.1. Recuperação Primária
No momento da descoberta de um novo reservatório, as principais fontes de energia
primária presentes são: capa de gás, influxo de água e gás em solução (WALSH, 2007).
Sendo assim, esse processo de recuperação utiliza a energia natural do reservatório para
produzir. Com isso a tecnologia necessária para produzir por esse método é a mais simples e
de menor custo possível, o fator de recuperação médio global deste método está estimado em
15%, e os hidrocarbonetos recuperados por esse método são frequentemente denominados
como “óleo fácil” (MATTAX, 1990).
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A produção adicional deste valor vai depender da utilização de tecnologias
adequadas, viabilidade econômica e estratégias de gerenciamento do reservatório (TERRY,
2014). Porém, reservatórios com mecanismos de baixa eficiência ou que tiveram boa parte da
sua energia primaria dissipada, são fortes candidatos ao emprego de métodos de recuperação.
O mecanismo de produção por gás em solução consiste em produzir o óleo devido a
expansão do gás dissolvido dentro da fase óleo quando a pressão do reservatório diminui, a
Figura 6 apresenta de maneira gráfica a atuação desse método.
Figura 6 – Recuperação Primária por Gás em Solução
Fonte: Terry, 2014.
Analisando a Figura 6, nota-se que a pressão (P) decresce rápida e continua e a razão
de declínio aumenta quando o sistema está acima da pressão de bolha do sistema. Já a razão
gás óleo (RGO) aumenta até atingir a pressão de bolha, em seguida ela entra em declínio até
atingis valores próximos aos iniciais. Sendo assim é necessário manter a pressão no
reservatório acima da pressão de bolha para se produzir óleo, porém isso não possível por
muito tempo uma vez que a produção do poço declina rapidamente, sendo necessário o uso de
métodos avançados de recuperação (TERRY, 2014).
Já o mecanismo de produção por capa de gás consiste em produzir os hidrocarbonetos
devido a expansão do gás contido na capa, a Figura 7 apresenta de maneira gráfica a atuação
desse método.
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Figura 7 – Recuperação Primária por Capa de Gás
Fonte: Terry, 2014.
Observando a Figura 7 nota-se que conforme a pressão (P) diminui o gás aprisionado
na parte superior expande e desloca os hidrocarbonetos na direção dos poços produtores e a
RGO aumenta. Entretanto, a capa de gás não pode diminuir de tamanho para evitar uma
invasão do óleo, reduzindo o fator de recuperação de óleo por esse mecanismo. O período de
produção dos poços é relativamente longo, dependo do tamanho da capa de gás, porém vale
ressaltar que os poços produtores podem eventualmente produzir gás (THOMAS, 2001).
Por fim o mecanismo de produção por influxo de água consiste em produzir os
hidrocarbonetos devido as altas pressões exercidas pela água, fluido incompressível, que fica,
normalmente, contida na parte inferior do reservatório, a Figura 8, apresenta de maneira
gráfica a atuação desse método (TERRY, 2014).
Figura 8 – Recuperação Primária por Capa de Gás
Fonte: Terry, 2014.
Ao analisar a Figura 8 é possível ver que as elevadas pressões associadas com
pequenos diferenciais de pressão deslocam o óleo até os poços produtores. A RGO desse
método permanece baixa, entretanto a razão água óleo RAO tente a aumentar com o passar do
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tempo, resultando em uma elevada produção de água e com a possibilidade de uma baixa
eficiência de varrido devido a formação de caminhos preferenciais (ROSA, 2011).
2.5.2. Recuperação Avançada (Enhanced Oil Recovery – EOR)
Independente da simplicidade ou complexidade do método que está sendo utilizado
no campo, seja ele convencional ou avançada, a sua aplicação é muito mais ampla que a
simples intervenção em alguns poços ou que uma simulação de bancada, uma vez que a área
de atuação é todo o reservatório (CURBELO,2006).
Segundo Rosa (2011) a nomenclatura utilizada para dividir os métodos de
recuperação é baseada no seguinte critério: para processos cujas tecnologias são bem
conhecidas e que resultam em um grau de confiança bastante elevado, como é o caso da
injeção de água e de gás, dá-se o nome de métodos convencionais de recuperação, já
processos mais complexos e cujas tecnologias ainda não estão satisfatoriamente
desenvolvidas, como o caso de injeção de solução ASP, tensoativos e de polímeros, dá-se o
nome de métodos especiais de recuperação ou Enhanced Oil Recovery (EOR).
Entretanto, independente da nomenclatura utilizada para denominar a recuperação
pós-primária, os métodos dessa classe visam aumentar a produção de óleo e diminuir a
saturação de óleo residual, mantendo a energia da formação. Eles dependem de relações
econômicas entre o capital investido para construção do poço, preço de venda no mercado do
hidrocarboneto a recuperar, bem como das características dos fluidos e do reservatório
(SANTOS, 2015).
2.5.3. Métodos de Recuperação
Segundo Mattax (1990) e Lakatos (2008) os métodos de recuperação avançada foram
desenvolvidos com o intuito para obter uma maior produção do que a obtida pelos métodos de
recuperação primária através do uso de técnicas que reduzem as forças viscosas e as tensões
do reservatório.
A aceleração da produção desses métodos resulta na antecipação do fluxo de caixa dos
projetos, aumentando o valor presente líquido e a economicidade da área explorada.
Segundo Lakatos (2008) a indústria de petróleo e gás divide os métodos de
recuperação avançada em duas categorias: métodos térmicos, os quais englobam técnicas
como injeção de vapor, injeção de água quente e combustão in-situ, e os métodos não
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térmicos, que abrangem técnicas como a injeção de água, química e microrganismos, como
mostrado na Figura 9.
Figura 9 – Classificação dos métodos de recuperação de petróleo
Fonte: Adaptado de Lakatos, 2008.
2.5.3.1. Métodos Térmicos
Os métodos térmicos atuam com o objetivo de reduzir a viscosidade do óleo, elevando
a sua temperatura. Esse calor é transferido para o óleo através de um fluido previamente
aquecido (injeção de água quente ou vapor d’água) ou através da queima parcial do óleo
presente na rocha (SOUZA, 2013).
2.5.3.1.1. Injeção de Vapor
Reservatórios contendo hidrocarbonetos pesados e extra-pesados são fortes candidatos
para este método, mas a geometria do reservatório, profundidades, rochas portadoras e o
ambiente de exploração podem ser limitantes (RODRIGUES, 2008).
O enfoque desse método é a diminuir a viscosidade do óleo, aumentando a mobilidade
do mesmo no espaço permo-poroso através de injeção de vapor de forma contínua em poços
injetores que varrem os hidrocarbonetos até os poços produtores. A melhora da mobilidade do
hidrocarboneto é feita pela transferência de calor latente, como cita Galvão (2008).
Bons exemplos no mundo de aplicação do método se encontram no oeste do Canadá,
onde 80% dos poços de óleo pesado possuem altas permeabilidades na ordem de 1 a 5 Darcy,
espessura de zona produtora de 5 m, mas com viscosidade de 1000 a 35000 cP. E também, no
Nordeste Brasileiro, na bacia potiguar (GALVÃO, 2012).
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No entanto, os custos de implementação, desde o uso de equipamentos, até ajustes a
serem realizados na construção dos poços podem inviabilizar o método, bem como, os
problemas gerados pela aplicação podem trazer danos irreparáveis a construção e vida dos
poços (ARAÚJO, 2003).
2.5.3.1.2. Combustão In-Situ
Ao contrário do método explanado anteriormente, nesse método o calor é todo gerado
dentro do reservatório. A combustão in-situ se inicia com a injeção de ar aquecido, composto
em sua grande maioria oxigênio, até atingir a temperatura de “Ponto de Ignição”,
estabelecendo a combustão dos hidrocarbonetos retidos no reservatório (ROSA, 2011).
O oxigênio se combina com o combustível “óleo” formando dióxido de carbono e
água, liberando calor e facilitando a mobilidade do óleo. Apesar de simples, esse processo é
muito difícil de ser controlado e por isso é usado apenas em casos extremos ou em campos
com a produção bastante comprometida (THOMAS, 2001).
2.5.3.1.3. Injeção de Água Quente
Esse método consiste na injeção de água quente, abaixo da temperatura de vapor, e é
recomendado para reservatórios contendo hidrocarbonetos pesados. Devido à baixa
quantidade de calor retida pela água aquecida, um reservatório típico requer 2,5 a 3 volumes
porosos de água para elevar sua temperatura até um valor próximo da água injetada,
entretanto a eficiência de varrido é maior que a da injeção de vapor (TERRY, 2014).
Diferentemente de um sistema vapor-água, a água injetada esfria rapidamente quando
perde energia, resultando em um crescimento lento da zona de alta temperatura em torno do
poço injetor (SANTOS, 2009).
2.5.3.2. Métodos Não Térmicos
Os métodos não térmicos atuam com o objetivo de corrigir as propriedades da
recuperação, sendo que cada método tem um enfoque principal. Os métodos miscíveis agem
na diminuição da tensão interfacial existente entre os fluidos, já os métodos químicos são
utilizados quando se espera que ocorra interação química entre o fluido injetado e o fluido
dentro da rocha reservatório, a injeção de tensoativos tem o papel de diminuir as tensões
interfaciais entre os fluidos (SOUZA, 2013).
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2.5.3.2.1. Injeção de Água
A injeção de água é o método mais utilizado na indústria do petróleo devido às
diversas vantagens, como baixo custo, possibilidade de ser usada a água produzida junto ao
petróleo e tratada, fácil disponibilidade e a gama de estudos que se tem do fluido. A aplicação
da injeção de água começou a ser expandida a partir dos nãos de 1950, hoje ela é responsável
por mais da metade da produção de óleo no mundo (ROSA, 2011).
A boa eficiência deste método está relacionada às características do reservatório
utilizado, necessitando serem analisados alguns fatores, como a semelhança da água injetada
com a água encontrada no reservatório, a vazão de injeção, o local estratégico para injeção e o
tipo da malha (TERRY, 2014).
Neste tipo de injeção espera-se que a água injetada atue como um efeito de pistão,
deslocando os hidrocarbonetos em direção ao poço produtor, como mostra a Figura 10.
Porém, este processo possui uma eficiência de varredura do reservatório limitada, devido às
diferenças de viscosidade entre o hidrocarboneto e a água, desfavorecendo a razão de
mobilidade entre a água e o óleo, formando os chamados “fingers” que são caminhos
preferenciais de fluxo. Este efeito pode gerar o “breakthrough” antecipado que é o momento
onde a água injetada é produzia no poço produtor. Neste viés, tem uma queda na produção de
óleo e acréscimo na produção de água (SOUZA, 2013).
2.5.3.2.2. Injeção Química
Os métodos de injeção química abrangem processos em que se pressupõe certas
interações químicas entre os fluidos injetados e os fluidos contidos no reservatório. Dentre
esses métodos se destacam a Injeção de Polímeros, Injeção de Tensoativos Injeção de
Microemulsões e Injeção de Solução Alcalina.
Injeção de Polímeros
Segundo Souza (2013) esse método de recuperação é aplicado para reservatórios
com viscosidade um pouco elevada. A principal função dos polímeros é aumentar a
semelhança da viscosidade da água injetada com a do óleo acumulado, reduzindo a razão de
mobilidade entre os fluidos, e por consequência melhorando a eficiência de varrido devido a
diminuição na formação de caminhos preferências ou “Fingers”.
A indústria aplica em grande escala dois grupos de polímeros na recuperação
avançada, polímeros sintéticos e biopolímeros. Entretanto, segundo Maghzi (2014) as
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Henrique Borges de Moraes Juviniano
condições de salinidade, temperatura, pressão, substâncias químicas e bactérias da formação
devem ser previamente avaliadas antes da aplicação desse método no campo.
Injeção de Tensoativos
Segundo Curbelo (2006) esse método é aplicado para óleos leves a médios. Os
tensoativos são injetados junto a água de injeção, e tem como finalidade promover uma
certa interação química com os fluidos contidos no reservatório. Sua injeção reduz a tensão
interfacial entre a água e o óleo, propriedade termodinamicamente fundamental de uma
interface, facilitando a produção dos hidrocarbonetos e podendo até alterar a razão de
mobilidade no reservatório.
Entretanto para se o obter o sucesso econômico a perda de tensoativos por adsorção
deve ser minimizada, para isso fatores como a concentração micelar critica (CMC),
molhabilidade, tipo de rocha reservatório e condições de temperatura e pressão devem ser
previamente definidos.
O processo de injeção de tensoativos ganhou grande destaque nos últimos anos, uma
vez que trabalhos como o de Curbelo (2006), Vale (2009), Ribeiro Neto (2007) e Roberto
(2010) tem explorado cada vez mais a atuação desses métodos nas bacias brasileiras.
Injeção de Microemulsões
A injeção de microemulsão é uma opção voltada para campos onde a injeção de
tensoativos não atingiu uma boa eficiência de varrido. Uma emulsão é formada quando
através da interação entre um tensoativo e um cotensoativo, que nas devidas proporções
formam um filme misto adsortivo que reduz a tensão interfacial para valores muito baixos
.
Trabalhos com o de Vale (2009) e Araújo (2004) mostram a aplicação desses
sistemas na recuperação avançada de petróleo, entretanto eles destacam que essa é uma
mistura com a qual se tem a preocupação com a miscibilidade e com o controle da
viscosidade.
Injeção de Solução Alcalina
Nesse método se adiciona uma solução alcalina, normalmente soda caustica, à água
de injeção. O enfoque dessa adição é promover uma reação com certos ácidos orgânicos
contidos no reservatório, e por consequência produzir um tensoativo em seu interior, que
reduz as tensões e facilita a produção de hidrocarbonetos (Curbelo, 2006).
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Henrique Borges de Moraes Juviniano
2.5.3.2.3. Injeção de microrganismos (MEOR)
O método de MEOR (Microbial Enhanced Oil Recovery) utiliza a injeção de
microrganismos ou produtos de seu metabolismo para a recuperação de óleo residual. Os
microrganismos injetados produzem biopolímeros, bioácidos e biosurfactantes que reduzem a
tensão superficial óleo-rocha, reduzindo as forças capilares que impedem o escoamento do
óleo através do meio poroso da rocha além de aumentam a conectividade dos poros (ISLAM,
2005).
A aplicação dessa técnica pode envolver diversas estratégias, em suma a produção por
esse método é realizada em duas etapas. Primeiro água e oxigênio são bombeados para a
formação contendo sais minerais, azoto e fósforo para ativar a microflora indígena. Na
presença de água e ar, as aero- bactérias oxidam hidrocarbonetos produzindo ácidos orgânicos
de baixo peso molecular (acético, propiónico, butírico, etc.), álcoois (metanol e etanol), os
biosurfactantes e dióxido de carbono, aumentam a pressão no reservatório. Na segunda etapa,
a água isenta de oxigênio é injetada no reservatório para ativar o sistema anaeróbio nas
bactérias nativas que metabolizam o óleo bruto em ácidos e gás (i.e., metano, dióxido de
carbono). A acumulação desses biogases aumenta a pressão do reservatório. Se a pressão no
reservatório é suficientemente alta, o metano pode ser dissolvido na fase líquida de
hidrocarboneto reduzindo a sua viscosidade (LE BORGNE, 2003).
Os extremófilos, ou micro-organismos extremofílicos, são micro-organismos, de
qualquer tipo, que vivem em ambientes extremos. As espécies de bactérias (Rhodococcus;
Pseudomonas; Bacillus licheniformis) apresentadas na Figura 10 são as mais utilizadas nesse
método, pois possuem um bom potencial de sobrevivência nos reservatórios de petróleo,
devido à resistência de sobreviver sob condições adversas. Entretanto, parâmetros associados
às propriedades das rochas e dos fluidos devem ser analisados para obter uma boa eficiência
na sua utilização (JONES, 2014).
Figura 10 – Principais espécies de bactérias utilizadas
Fonte: Adaptado de JONES, 2014.
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2.6. Biodiesel
A legislação brasileira define o Biodiesel como um biocombustível derivado de
biomassa renovável, óleos vegetais, para uso em motores a combustão interna com ignição
por compressão ou conforme regulamentado para a geração de outro tipo de energia, que
possibilita a substituição parcial ou total de combustível de origem fóssil (COSTA, 2000).
Segundo Marçon (2010) o Brasil possui a maior diversidade biológica do mundo
com uma flora estimada entre 50.000 e 60.000 espécies, porém poucas delas são exploradas e
estudadas para fins energéticos. Algumas espécies são exploradas atualmente, como: algodão,
amendoim, canola, cambre girassol, soja, dendê, mamona e pinhão manso.
Essas oleaginosas são matérias primas para produção do biodiesel e ainda
apresentam grande potencial para o desenvolvimento social, ambiental e econômico do país.
Segundo Costa (2000) cada 1% de substituição de óleo diesel por biodiesel, produzido por
cooperativas familiares, pode resultar na geração de 45 mil empregos no campo e cerca de
180 mil empregos na cidade, com um média de renda anual de R$ 4.900,00. Além desse
benefício, segundo Costa (2000) o uso de biodiesel reduz as emissões de dióxido de carbono
(CO2), dióxido de enxofre (SO2), de hidrocarbonetos policíclicos aromáticos (HPAs) e de
material particulado.
Com isso, no ano de 2004 foi elaborado o Programa Nacional de Produção e Uso do
Biodiesel (PNPB), a partir da Lei 11.097/05, estabelecendo que todo óleo diesel
comercializado no território nacional seja adicionado um determinado percentual de biodiesel
(BRASIL, 2016).
O principal foco do PNPB é diversificar a matriz energética brasileira, reduzir as
importações de óleo diesel, contribuir para a geração de emprego e renda por meio do
fortalecimento da agricultura familiar, promover o uso de solos inadequados, declivosos,
áridos, com afloramento de rocha, mal drenados e/ou de baixa fertilidade natural associada
aos processos anteriormente relacionados, à produção de culturas alimentícias e disponibilizar
um biocombustível ambientalmente correto e socialmente justo (BRASIL, 2016).
Desde 1 de março de 2017, visando aumentar o impacto da produção de biodiesel e a
atuação do PNPB, todo óleo diesel comercializado em todo território nacional contém 8% de
biodiesel. Atualmente, o Brasil é o segundo maior consumidor de biodiesel no mundo,
ficando atrás apenas dos Estados Unidos da América, possuindo em território nacional 50
usinas aptas a operar comercialmente na produção de biodiesel, com uma capacidade
instalada de produção de 7,26 MMm3 por ano (Portal Brasil, 2016).
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2.6.1. Processo de produção do Biodiesel
As gorduras animais e óleos vegetais são excelentes substâncias para a produção de
biocombustíveis, uma vez que apresentam propriedades similares as do diesel e que podem
ser utilizadas em motores a combustão após algumas alterações, devido a sua solidificação em
temperaturas baixas (Krause, 2008).
Segundo Kegl (2008) os óleos vegetais contêm triacilgliceróis, ácidos graxos livres,
fosfolipídios, esteróis, água e outras impurezas que impedem o uso direto dessa matéria como
combustível, sendo necessário realizar modificações químicas através do processo de
transesterificação do óleo bruto.
A reação de geração da biodiesel forma ésteres alquílicos e glicerol. Por ser mais
denso, o glicerol se deposita no fundo enquanto os ésteres ficam na camada superior. O
processo de transesterificação se baseia na reação de estequiometria do aquil glicerol com o
álcool em presença de um catalizador (DEMIRBAS, 2008).
Segundo Krause (2008) o processo global de transesterificação de óleos vegetais e
gorduras animais é composto por uma sequência de reações reversíveis e consecutivas, em
que o mono e os diacilgliceróis são os intermediários, a Figura 11 apresenta essa sequência.
Os principais catalizadores utilizados nessa reação são o NaOH e o KOH, a finalidade deles é
acelerar a reação de transesterificação, sendo que a catálise utilizada pode ser do tipo ácida,
básica, heterogênea ou enzimática.
Figura 11 – Reação global de Transesterificação do Triacilglicerol
Fonte: Adaptado de Krause, 2008.
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Para ocorrer a reação são necessários três moles de álcool, podendo ser metanol,
etanol, propanol, butanol ou álcool amílico, para cada um mol de triacilglicerol, entretanto na
pratica se usa uma quantidade muito superior de álcool de modo a aumentar o rendimento dos
ésteres e permitir a separação da glicerina formada.
2.6.2. Glicerina Bruta
A cadeia de produção do biodiesel gera alguns subprodutos, como a glicerina,
farelo e torta de prensagem, que devem ser analisados mais detalhadamente, uma vez que
comprometem a produção do biocombustível e por serem nocivos à saúde. Dentre esses
subprodutos a glicerina se destaca por representar cerca de 10% de todo o volume de matéria
prima e por ser uma importante matéria prima para a indústria farmacêutica, de cosméticos,
de produtos para pintura e indústrias têxteis (Krause, 2008). A Figura 12 mostra o mercado
mundial para esse coproduto, oriundo da produção do biodiesel.
Figura 12 – Consumo de glicerina pelos diferentes setores industriais
Fonte: Adaptado de Mota (2006)
Segundo Ferreira (2009) após sair de seu processo produtivo a glicerina bruta (GB)
apresenta-se como um líquido oleoso, incolor, viscoso, de sabor doce, solúvel em água e
álcool, insolúvel em hidrocarbonetos, inodoro, higroscópico e apresenta risco de explosão
quando em contato com agentes oxidantes.
No entanto, para que a glicerina possa ser aplicada nos diversos processos da
indústria é necessário um tratamento prévio, onde todo o álcool utilizado na transesterificação
é retirado através de um processo de destilação, sendo submetida também a um tratamento
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ácido para retirada dos sais de catalisador também oriundo da produção do biodiesel. A
Figura 13 mostra um fluxograma do processo de produção de biodiesel e o tratamento inicial
dado à glicerina, oriunda desse tipo de processo.
Figura 13 – Processo de produção do biodiesel e de recuperação dos subprodutos
Fonte: Adaptado de Parente (2003 apud LARSEN, 2009).
Além das diversas aplicações na indústria apresentadas previamente, trabalhos
como o de Borges (2009), Rodrigues (2013), Quintella (2005) e Gonçalves (2008) mostram
uma nova aplicação para esse subproduto. Uma vez que destacam o uso da glicerina bruta em
métodos de recuperação avançada de óleo médios e pesados, apresentando resultados muito
bons variando entre 60% à 70% de fator de recuperação. Entretanto devido à as elevadas
pressões de injeção e grandes volumes injetados o uso desse método não foi aplicado em
escala de campo até o presente momento.
2.6.3. Tratamento da Glicerina Bruta
A glicerina pode ser classificada de acordo com o grau de prureza, quando a
mesma possui um grau de pureza superior a 99% ela é denominada como glicerina ou glicerol
PA, já quando o grau de pureza é acima de 60% e inferior a 99% ela é denominada como
glicerina loira ou industrial. Para ser utilizada nas indústrias farmacêuticas e de cosméticos,
principalmente, é necessário que a glicerina apresente um elevado grau de pureza, 99%,
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entretanto a complexidade e os custos desses processos são muito elevados (MARÇON,
2010).
Segundo Mendes (2012) o processo mais utilizado para elevar o grau de pureza da
GB é a destilação sob uma condição de vácuo (600 – 1300 Pa) e temperatura entre 190 °C e
200 °C. O processo é feito utilizando vapor vivo, uma vez que acima dessa temperatura o
glicerol pode se polimerizar ou se decompor, ao fim do processo é possível obter um grau de
pureza de 99%, ideal para diversas aplicações na indústria.
Segundo Marçon (2010) a glicerina ainda passa por um processo de
desodorização em um vaso de alto vácuo para remoção dos adores e por um processo de
filtração usando leito de carvão ativado para remoção de impurezas residuais. A Figura 14
apresenta o fluxograma simplificado do processo.
Figura 14 – Fluxograma simplificado do processo de purificação da glicerina
seguindo a metodologia de Wurster e Sanger
Fonte: Adaptado de Shreve (1986 apud MARÇON, 2010).
Segundo o trabalho de Mendes (2012) ainda existem diversa formas de tratamento
da GB, tais como a purificação por troca iônica, leito de resinas e leito ácido, porém os custos
para o tratamento são elevados. Fazendo com que estudos voltados a diminuição de custo ou
que usem a GB diretamente no processos sejam desenvolvidos e incentivados.
2.7. TENSOATIVOS
Os tensoativos são substâncias que tem capacidade de reduzir as tensões superficiais
e interfaciais dos líquidos devido a sua estrutura. Elas fazem parte da família das moléculas
anfifílicas, tendo como característica duas regiões de solubilidade distintas e com distância
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suficiente para se comportarem de maneira independente, uma parte hidrofílica, cabeça
polar, e uma parte hidrofóbica, cauda apolar, como mostra a Figura 15 (DELNUNZLO,
1990).
Figura 15 – Representação de uma molécula de tensoativo.
Fonte: Adaptado Roberto (2010).
A classificação mais usual para tensoativos é feita com base na natureza do grupo
hidrofílico, classificando eles em três categorias: iônicos (catiônicos e aniônicos), não iônicos
e anfóteros (SOUZA, 2013).
Os tensoativos classificados como iônicos tem uma característica de originar íons
carregados negativamente ou positivamente, alguns exemplos desses tensotivos usados na
indústria são os alquil alcanoatos (sabões), sulfonados, sulfatos e fosfatos. Já os surfactantes
da classe apresentam-se como moléculas não dissociadas em solução aquosa e sua
solubilidade média se deve à presença de grupos hidroxi ou polioxietilênicos contidos na
estrutura. O grande destaque dos tensoativos não iônicos é sua compatibilidade com outros
tensoativos e por sofre pouca influência de alterações no pH. Por fim, os tensoativos anfóteros
são tensoativos que em solução aquosa apresentam cargas positivas, solução de pH ácido, e
negativas, meio de pH básico (CAVALCANTI, 2010).
2.7.1. UNITOL L90
Segundo Roberto (2010) o Álcool Laurílico com 9 EO (UNT L90) é um tensoativo
não iônico composta por uma cadeia com muitos grupos etoxilados, líquido, que não gera
regiões de Winsor WIV+S, que apresenta sítios polares do tipo base de lewis e que apresenta
melhor atuação em meios com baixa concentração de H2O, a estrutura desse tensoativo é
apresentada na Figura 16.
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Figura 16 – Estruturas do tensoativo Álcool Laurílico com 9 EO – UNITOL L90
Fonte: Adaptado Roberto (2010).
Trabalhos como o de Roberto (2010) e Sousa (2015) comprovam essas características
e atestam uma vasta aplicação desse tensoativo em métodos de recuperação avançada e em
inibidores de corrosão para dutos que transportam tanto petróleo como gás natural.
3. MATERIAIS E MÉTODOS
Esta seção apresenta de maneira sucinta os materiais e técnicas que foram utilizados
no trabalho proposto.
3.1. Materiais
Os materiais utilizados para o desenvolvimento do estudo proposto nesse trabalho foram os
seguintes:
Peneiras da série Tyler de mesh com intervalo de 65 a 200;
Areia da praia do Meio, em Natal/RN;
Argila coletada na empresa “Cerâmica Canaã”, em Lagoa de Velhos/RN;
Densímetro DA-130N da fabricante Kyoto eletronics;
Mufla 081824 da marca QUIMIS;
Estufa de secagem e esterilização TE – 393/1, da marca Tecnal;
Paquímetro Mitutoyo 300mm X 0,05mm 530-115;
Moinho de bolas da RETSCH ;
Almofariz;
Pistilo;
Micropipeta Digipet 100 – 1000 μL;
Balança Analítica AUW220D, da marca Shimadzu;
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Cela de aço inox;
Bomba de injeção;
Holder do sistema de ensaios de permeabilidade e recuperação de petróleo;
Reômetro R/S 2000 da fabricante Brookfield;
Tensiometro QC-6000, da marca Sensadyne;
Centrífuga BE-5100, da marca BIO ENG;
Difratômetro de raios X modelo XRD 7000, da marca Shimadzu;
Espectrômetro de raios X modelo EDX – 720, da marca Shimadzu;
Espectrofotômetro de UV-Visível 50 Conc;
Petróleo bruto da Bacia Sedimentar Potiguar;
Querosene da marca Líder.
3.2. Metodologia
O fluxograma apresentado na Figura 17 ilustra de maneira mais intuitiva as etapas da
realização do presente trabalho.
Figura 17– Fluxograma da Metodologia
Fonte: Autor,2017.
3.2.1. Obtenção dos plugs de Arenito Sintético
A composição dos arenitos utilizados para esse trabalho se deu a partir da mistura e
sinterização de uma sílica obtida na Praia do Meio localizada na cidade de Natal/RN,
apresentada na Figura 18, com argila cerâmica obtida de uma olaria da cidade de Lagoa dos
Velhos/RN, apresentada na Figura 19.
Coleta e limpeza da areia e argila
Produção dos arenitos sintéticos
(AS)
Caracterização dos plugs
Preparo das soluções salina,
petróleo, GAT1 e GAT2
Caracterização das soluções
Montagem da célula reservatório
Aferição da vazão
Saturação do AS com solução salina
(120 min)
Saturação do AS com petróleo
(120 min)
Recuperação convencional
(60 min)
Recuperação avançada
(75 min)
Diluição em 2 mL de querosene
Centrifugação por 5 min à 200 rpm
Absorbância no espectrofotômetro
Tratamento dos dados obtidos
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Figura 18 – Localização aproximada do ponto onde foi coletada a sílica
Fonte: Google Maps.
Figura 19 – Localização aproximada do ponto onde foi coletada a argila.
Fonte: Google Maps.
O preparo dos plugs para esse trabalho seguiu e metodologia de preparo de um de um
arenito sintético baseado em água destilada, areia de praia e argila comercial implementada
por Costa (2016). Após ser coletada a sílica bruta foi deixada de molho por 30 minutos e
lavada em água corrente por 10 minutos para remoção de impurezas e resíduos, em seguida
ela foi colocada em uma estufa por 24 horas sob temperatura de 105 °C para que a água
evaporasse.
Na etapa seguinte a sílica tratada foi peneirada de modo a atingir um tamanho médio
de grãos de 181,0 μm (no intervalo de 150 a 212 μm, - 65 + 100 mesh). Essa granulometria
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foi escolhida para haver uma maior similaridade com o do arenito Berea, utilizado em
diversos trabalhos de recuperação no mundo.
A argila utilizada nesse trabalho, proveniente da “Cerâmica Canaã”, em Lagoa de
Velhos/RN, foi separada a mão de suas raízes e impurezas, em seguida ela foi seca durante 24
h em estufa a 110º C. Logo após, foi moída com o auxilio de um moinho de bolas por 1h e
peneirada em uma peneira de 200 mesh.
Para esse trabalho, as amostras de arenito sintético foram construídas com uma massa
total de 100 gramas, sendo 60% dessa massa de sílica e 40% de argila. Para o preparo dos
plugs, a sílica e argila foram misturadas por cerca de 5 minutos, em seguida foram
adicionados 4 mL de água destilada e os sistemas foram novamente misturados por cerca de 5
minutos.
Após a etapa de mistura, cada uma das amostras foi colocada separadamente em um
molde de aço inox do qual as dimensões são apresentadas na Figura 20, em seguida com o
auxílio de uma prensa hidráulica as amostras foram comprimidas à 200 kgf/cm2.
Figura 20 – Dimensões do molde para preparo dos arenitos sintéticos
Fonte: Costa, 2016.
Por fim, os plugs foram sinterizados em mufla com taxa de aquecimento de 10ºC/min
até atingirem a temperatura de 850ºC, permanecendo sob essa temperatura durante 3 horas.
3.2.2. Caracterização do Arenito Sintético (AS)
Para a realização dessa etapa amostras de sílica, argila e do arenito sintético foram
moídas em almofariz (com pistilo) até diâmetro inferior a 75 μm (-200 mesh). Em seguida,
foram aquecidas durante 8 horas a 110ºC durante, de modo a remover umidade ou compostos
orgânicos.
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Para as análises químicas de Fluorescência de Raio X (FRX), foi usado o
espectrômetro EDX-720 marca Shimadzu. Já para as análises mineralógicas (Difração de
Raio X), foi usado o difratômetro XRD 7000 da marca Shimadzu. A análise foi feita a uma
taxa de 2 graus por minuto, passo de 0,02 e ângulos de varredura de 5 a 60º (Cardoso &
Balaban, 2015).
3.2.3. Permeabilidade
Para a obtenção dos dados de permeabilidade dos arenitos sintéticos foi utilizada uma
célula reservatório com sistema de injeção de fluidos. O sistema para o ensaio de
permeabilidade foi o mesma da recuperação avançada e está apresentado na Figura 21.
Para a determinação da permeabilidade cada plug foi saturado por 120 minutos com
água destilada com vazão de 3,2 mL/min, em seguida com o auxílio da equação de Darcy,
suas respectivas permeabilidades foram determinadas.
3.2.4. Porosidade
A determinação da porosidade foi feita em bancada com base no princípio da
capilaridade, para essa análise, as amostras foram secas por 24 horas em estufa a 110°C, de
modo a remover a umidade; em seguida, se pesou a amostra seca.
Na etapa seguinte, uma extremidade de cada amostra foi colocada em contato com
água destilada, por capilaridade a água é succionada para dentro do plug até que o mesmo seja
saturado e quando essa condição é atingida o arenito sintético é removido do contato com a
água e sua massa é pesada.
3.2.5. Preparo das Soluções
Solução Salina
De modo a simular as ações da recuperação convencional utilizadas em campo foi
preparada uma solução salina de KCl 2,0% e CaCl2 0,2%. Foram coletados e colocados em
duas placas petri aproximadamente 10 gramas de KCl e CaCl2, em seguida os sais foram
colocados em uma estufa a 110º C durante 24 h, para remoção de umidade.
Na etapa seguinte, foram usados dois frascos âmbar de 1 litro, previamente lavados e
secos, contendo 1 litro de água destilada ultrapura. Após a secagem em estufa dos sais, foi
então adicionado aproximadamente a concentração de 2,0% de KCl e 0,2% de CaCl2 na água.
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Solução Glicerina, Água e Tensoativo (GAT)
Foram preparadas dois tipos de soluções Glicerina, Água e Tensoativo (GAT)
compostas por Glicerina PA da marca VETEC, água destilada e UNT L90, das quais a
concentração de UNT L 90 foi fixada na CMC de 0,18 mL (CAVALCANTI, 2010),
entretanto foram variadas as concentrações de Glicerina PA e água destilada, de modo a
avaliar a influência da concentração de glicerina e água em parâmetros como tensão
superficial, densidade e viscosidade.
O preparo das soluções de GAT foi feito em bancada com o auxílio de uma proveta
graduada de 100 mL, para a aferição dos volumes de glicerina PA e água destilada, uma
micropipeta de 1 mL para a aferição do volume de UNT L90 e seis frascos âmbar de 150 mL,
previamente lavados e secos em estufa por 24 horas a 110°C.
A solução GAT01 (2:1:CMC) foi preparada com um volume aproximado de 100 mL
de glicerina PA, 50 mL de água destilada e 0,18 mL de UNT L90. Já a solução GAT02
(1:2:CMC) foi preparada com aproximadamente 50 mL de glicerina PA, 100 mL de água
destilada PA e 0,18 mL de UNT L90.
Todas as soluções foram preparadas 24 horas antes da realização do ensaio de
recuperação avançada, sob uma temperatura que variou entre 22,7 e 23,9 °C e pressão
atmosférica. Após o preparo as soluções foram colocadas em uma mesa agitadora a 50 rpm
por 20 minutos, de modo a promover a homogeneização do meio.
3.2.6. Caracterização das Soluções
Para essa etapa foram realizadas a análise de tensão superficial utilizando o
equipamento Sensadyne QC-6000, análise de densidade por meio de um densímetro portátil
modelo DA-130N da fabricante Kyoto eletronics e análise de viscosidade das utilizando um
reômetro Brookfield R/S 2000 (JUVINIANO, 2017).
3.2.7. Molhabilidade
A molhabilidade do arenito sintético foi avaliada para duas soluções de glicerina, água
destilada e UNT L90, GAT01 e GAT02, foi utilizado um tensiômetro KRUSS sob condições
de 23,7 °C e pressão atmosférica.
A metodologia usada para essa etapa baseia-se no procedimento desenvolvido por
Standnes (2010). Na primeira etapa dois plugs de AS foram secos em estufa por 24 horas à
110°C para remoção de umidade, em seguido foram submersos na solução de petróleo por 48
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo –CEP/CT/UFRN 2017.1
36
Henrique Borges de Moraes Juviniano
horas em estufa a 50°C. Na etapa seguinte eles foram lavados rapidamente com tolueno e
secos em condições ambiente.
Após a secagem, um plug foi submerso na solução GAT01 e o outro na solução
GAT02 por um período de 15 minutos, em seguido foram retirados e colocados em condições
ambiente por um período de 48 horas. Por fim, foram então inseridas gotas da solução de KCl
2,0% e CaCl2 0,2% sob a superfície dos AS afim de verificar à molhabilidade dos arenitos.
3.2.8. Preparo do Petróleo
O petróleo bruto utilizado nesse trabalho foi coletado na Bacia Sedimentar Potiguar.
Como o mesmo apresentava uma viscosidade muito elevada, 11 cp, foi necessário fazer uma
diluição em diesel S10 comercial.
Avaliando os resultados de recuperação apresentados por Costa (2016) foi preparada
então uma solução de petróleo bruto com uma concentração de 400 g de petróleo para cada
litro de diesel S10 comercial.
3.2.9. Caracterização do Petróleo
Foram realizadas a análise de viscosidade usando o equipamento Sensadyne QC-
6000, análise de densidade por meio de um densímetro de bancada modelo DA-130N da
fabricante Anton Paar.
3.2.10. Ensaio de Recuperação
As recuperações convencionais foram realizadas em uma célula reservatório de
bancada, composta por um recipiente contendo óleo mineral (a), uma bomba pistão de um
stroke (b), uma cela de alumínio (c), um embolo de plástico (d), um manômetro digital (e),
um compressor de ar (f), um manômetro (g), um core holder (h), um plug de arenito sintético
(i) e uma proveta (j), esse sistema é apresentado na Figura 21.
Figura 21 – Sistema utilizado para os ensaios de recuperação
Fonte: Santos, 2015 (modificado).
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo –CEP/CT/UFRN 2017.1
37
Henrique Borges de Moraes Juviniano
Os arenitos sintéticos foram colocados dentro de uma camisa de borracha, de modo a
força o fluxo unidimensional, indo do ponto g para o h, a camisa então foi alocada para dentro
de um holder metálico e pressurizada até atingir 2,5 bar. Nas extremidades do AS haviam
difusores conectados a tubulações para a passagem do fluido, sendo conectado um manômetro
na conexão de injeção para medir a pressão do sistema.
Saturação com solução salina
Na primeira parte do ensaio foi realizada a saturação do plug com a solução salina de
KCl (2,0%) e CaCl2 (0,2%). O óleo vegetal contido no recipiente de estocagem foi
impulsionado pela bomba pistão para a parte superior de uma cela de inox, contendo solução
salina e que foi bombeada a uma certa vazão para o difusor de entrada do core holder. Logo
após o difusor de saída foi colocada uma proveta graduada para medir os fluidos produzidos,
a duração dessa etapa foi de 120 minutos.
Saturação com óleo
Nesta etapa, foi feita a saturação do plug com a solução de petróleo, o processo é
exatamente igual ao da saturação com solução salina, mudando-se apenas o fluido injetado e a
vazão de injeção, uma vez que a viscosidade do óleo é superior a da solução salina. Logo após
o difusor de saída foi colocada uma proveta graduada para medir os fluidos produzidos, a
duração dessa etapa foi de 120 minutos.
Recuperação convencional
Com o plug saturado de solução salina e petróleo, foi feita a Recuperação
Convencional utilizando como fluido deslocante a solução salina de KCl (2,0%) e CaCl2
(0,2%). O óleo recuperado foi coletado em tubos de ensaio, aos quais foram adicionados 2,0
mL de querosene para posterior centrifugação (por 5 minutos), de modo a promove a
completa separação entre as fases aquosa e orgânica.
Recuperação avançada
Em seguida a recuperação convencional foi realizada a recuperação avançada
utilizando as suas soluções de GAT. O óleo recuperado foi coletado em tubos de ensaio, aos
quais foram adicionados 2,0 mL de querosene para posterior centrifugação (por 5 minutos),
de modo a promove a completa separação entre as fases aquosa e orgânica.
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo –CEP/CT/UFRN 2017.1
38
Henrique Borges de Moraes Juviniano
Por fim, foi feita a curva de calibração para a solução de petróleo diluída em
querosene utilizando um espectrofotômetro. Dando continuidade, foram medidas as
absorbâncias da fase orgânica das amostras centrifugadas e, com isso, foram calculados os
percentuais de óleo recuperado.
4. RESULTADOS E DISCUSSÕES
4.1. Análises química e mineralógica
Foram realizadas análises de Fluorescência de Raio X (FRX) para a argila, a areia de
praia e duas amostras de cada arenito sintético sinterizado, AS1 e AS2, as quais tiveram o
objetivo de averiguar as composições de cada sistema, os dados obtidos estão dispostos na
Tabela 4.
Tabela 4 – Principais componentes dos materiais no FRX
Composição (%) AS1 AS2 Areia Argila
SiO2 64,22 65,51 87,40 52,40
Al2O2 8,06 8,30 2,95 8,86
Fe2O3 17,57 17,11 5,81 18,12
CaO 2,44 2,28 0,37 4,86
K2O 2,21 2,31 0,55 5,99
TiO2 1,63 1,49 --- 1,75
SO3 1,13 1,64 2,06 0,03
Outros 2,74 1,36 0,86 7,99
Fonte: Autor, 2017.
Analisando a Tabela 4 observa-se uma elevada concentração de SiO2 para as amostras
de AS1, AS2 e Areia, e que há uma elevada similaridade entre as composições das duas
amostras de arenito sintético. Além disso, a coloração preta dos AS deve-se à presença do
rutilo (TiO2), que tem forma bipiramidal ditetragonal e que se apresenta em valores próximos
nas duas amostras de AS (Costa, 2016).
Ao analisar a composição da argila cerâmica foi possível constatar uma grande
concentração de SiO2, Fe2O3 e Al2O2, dentre estes compostos, a elevada concentração do
fundente óxido de ferro (18,127%) associado com os demais fundentes (TiO2.e K20) totaliza
25,884%, esse valor justifica a sinterização a baixa temperatura de 850°C, contribuindo para
reduzir a absorção de água e aumentar a resistência do arenito sintético.
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Henrique Borges de Moraes Juviniano
Segundo Costa (2016) como a concentração de Fe2O3 no arenito Berea é bem inferior
aos dos arenitos sintéticos, sua coloração é cinza, e não marrom ou avermelhada, como nos
arenitos sintéticos (Figura 22).
Figura 22 – Arenitos sintéticos após a última fase de preparo
Fonte: Autor,2017.
É possível observar que suas composições são muito semelhantes em termos de
óxidos, mas diferem na coloração e mineralogia, uma vez que a matriz de origem e muito
heterogênea, como mostram as análises de DRX.
Os resultados das análises de Difração de Raios X (DRX) para a argila, a areia de
praia AS1 e AS2 sinterizado, o foco dessa etapa foi caracterizar a estrutura cristalina dos
materiais, os difratogramas obtidos estão dispostos na Figura 23.
Figura 23 – Difratogramas a) AS01, b) AS02, c) Areia da praia, d) Argila.
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Henrique Borges de Moraes Juviniano
Fonte: Autor,2017.
Analisando o difratograma da areia, é possível observar que sua composição é
basicamente de quartzo e impurezas em pequenas quantidades. Já a argila, apresenta um alto
teor de óxido de silício, uma vez que contatada a presença do quartzo (SiO2).
Ao observar os difratogramas dos plugs AS01 e AS02 nota-se uma grande
similaridade dos picos de Quartzo, Cristobalita e Rutilio, isso mostra a similaridade
mineralógica das amostras de arenito sintético. E segundo Costa (2016) a presença de rutilo
(TiO2) no arenito sintético corrabora para a coloração escura das amostras, ao final do preparo
o AS apresenta coloração de vermelho à preto e brilho metálico, e da cristobalita (SiO2), que
possui forma tetragonal com cor marrom e pouco brilho (Aquino, 2010).
Por fim, ao analisar o difratograma da argila é possível notar uma grande similaridade
com o da areia de praia, entretanto se observa a presença de Anortite (CaAl2Si2O8) um
mineral com cristalografia Tríclinico da classe pinacoidal que apresentar cor broco leitoso,
muito utilizado na indústria cerâmica (Sanjad, 2004).
4.2. Análise de porosidade e permeabilidade
Após a fase final do preparo dos arenitos sintéticos, todos eles apresentaram
dimensões similares e que são apresentados na Tabela 5.
Tabela 5 – Dados obtidos das amostras de arenito sintético
Amostra Diâmetro
(cm)
Altura
(cm)
Porosidade
(%)
Permeabilidade
(mD)
AS1 4,06 3,54 22,91 4,25
AS2 4,04 3,51 22,89 5,16
AS3 4,05 3,60 22,24 5,74
AS4 4,06 3,65 21,30 4,81
AS5 4,07 3,60 22,24 4,05
AS6 4,05 3,62 21,61 3,99
Desvio Padrão 0,01 0,05 0,65 0,74
Fonte: Autor,2017.
As diferenças nas dimensões físicas de cada amostra foram muito baixas após a fase
final do preparo, além disso, a diferença nos valores de permeabilidade e porosidade foram
muito baixas, próximos a zero, apresentando um desvio padrão de 0,65 e 0,74,
respectivamente.
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo –CEP/CT/UFRN 2017.1
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Henrique Borges de Moraes Juviniano
As variações na porosidade das rochas se devem a vários fatores, dentre os quais
pode-se destacar: forma e imbricamento dos grãos; presença de materiais de granulometria
fina, como argilas e silte, ocupando os espaços intergranulares; presença de materiais
cimentantes (calcita, sílica, sais, entre outros).
Esses materiais podem preencher total ou parcialmente os poros da rocha e
distribuição granulométrica vai varia de acordo com o tamanho das partículas compactadas.
Pode-se observar na Tabela 5 que mesmo realizando com precisão o processo de
fabricação do arenito sintético proposto por Costa (2016) há ainda uma pequena
heterogeneidade nos valores de porosidade, uma vez que os grãos de sílica podem possuir
uma granulometria entre 65 < x < 100 mesh. Entretanto, vale destacar que o AS facilita muito
o processo de análise de recuperação avançada uma vez que não necessita grades etapas de
seleção de porosidade e permeabilidade dos plugs de arenito. Além disso, o AS proposto por
Costa (2016) apresenta valores coerentes com outros arenitos encontrados nos trabalhos de
Rosenbrand (2014), Curbelo (2006) e Azevedo (2014).
Já para a permeabilidade é possível observar um maior desvio padrão, uma vez que
assim como na porosidade a permeabilidade varia segundo Bruno (1994) de acordo com o
arranjo dos constituintes, e não simplesmente pela composição deles (Bruno, 1994). Porém
vale destacar que a heterogeneidade de valores de permeabilidade nesse trabalho foi muito
inferior quando comparada com os trabalhos de Borges (2009) e Silva (2014).
Além disso, a pequena variação da elevada pressão, 200 Kgf/cm2, aplicada durante a
etapa de compactação da amostra pode também promove uma redução ou expansão da
permeabilidade nas amostras. Entretanto, segundo Ribeiro (2007) o tamanho dos grãos é um
fator de maior influência.
Assim, estudos mais avançados envolvendo outros fatores como pressão de
compactação, volume de argila, temperatura de sinterização e tempo de sinterização devem
ser realizados para ser possível se afirmar a influência de cada um desses fatores nas
propriedades finais do arenito sintético.
4.3. Análise de molhabilidade
Foram feitas análise do ângulo do contato formado entre a rocha de arenito sintético e
as soluções GAT 01 e GAT02. A Figura 24 apresenta as imagens dos ângulos de contato
captados no instante inicial para a rocha sem tratamento e com tratamento.
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Figura 24 – Amostras de arenito sintético a) sem tratamento e com tratamento, b) GAT 01 e c)
GAT02, molhadas com solução salina(KCl 2,0% e CaCl2 0,2%).
Fonte: Autor, 2017
Segundo Firmino (2016) a molhabilidade das rochas determina a maneira como o
óleo e água se alojam dentro dos poros. Nas rochas molhadas a á óleo, a água se encontra no
centro dos poros e o óleo nas paredes, levando a elevados valores de saturação de óleo
residual, a um menor volume de óleo deslocável e por consequência a fatores de recuperação
baixos. A Tabela 6 apresenta os valores de ângulo de contato das amostras analisadas.
Tabela 6 – Parâmetros obtidos nas análises de ângulo de contato
Sem tratamento
Tratamento com solução GAT01
Tratamento com solução GAT02
Ângulo de contato 40,73° 20,50° 23,90°
Fonte: Autor,2017;
Observando o comportamento do ângulo de contato nota-se que após o tratamento do
arenito sintético com as soluções de glicerina, água destilada e UNT L90 que em ambos os
sistemas houve uma redução maior que 50% do valor do ângulo de contato. Assim, com base
no trabalho de Firmino (2016) é possível inferir que o AS possuía uma molhabilidade mista e
após o tratamento foi alterada para molhável à água.
Esse resultado é de grande relevância, uma vez que ambas as soluções foram capazes
de diminuindo a tensão interfacial do sistema, facilitando assim a produção dos
hidrocarbonetos retidos nos poros. Entretanto, deve-se destacar que a solução GAT01
apresentou uma maior capacidade de redução das tensões, favorecendo mais uma vez a
aplicação dessa solução em sistemas de EOR.
4.4. Análise de massa especifica e densidade
Análises de viscosidade, densidade e tensão superficial em triplicata de cada uma das
soluções Glicerina, Água e Tensoativo (GAT) foram realizadas. A média dos resultados
obtidos são apresentados na Tabela 7.
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo –CEP/CT/UFRN 2017.1
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Tabela 7 – Parâmetros obtidos nas análises
Tensão Superficial
(Dynes/cm) Densidade
(g/cm3) Viscosidade
(cp)
GAT01 43,73 1,1715 19,00
GAT02 35,49 1,0962 2,63
Fonte: Autor,2017;
Segundo Rosa (2010) quanto maior for a diferença de viscosidade entre o fluido
injetado no método de recuperação e os fluidos contidos no reservatório maior será a
possibilidade de formação de caminhos preferenciais. Entretanto, uma elevada viscosidade
pode comprometer a capacidade bombeio do fluido injetado, requerendo o uso de bombas de
maior potência, acentuando o risco de fraturar a rocha reservatório. Analisando os dados
obtidos, a solução GAT01 apresentara maiores valores de viscosidade, entretanto esse fator
pode não ser o mais influente na hora de avaliar a eficiência da recuperação avançada.
Analisando os valores de densidade apresentados na Tabela 7 é possível notar que o
teor de glicerina teve apenas uma leve influencia no valor final da densidade do sistema,
porém isso pode afetar a atuação da solução no reservatório.
Vale destacar que o mesmo volume de tensoativos foi adicionado em cada um dos
sistemas, entretanto a tensão superficial das mesmas variou com o volume de glicerina e água
destilada. Segundo Roberto (2010) o UNT L90 é um tensoativo aniônico, que apresenta
moléculas que ao se dissociar em solução aquosa não apresenta carga e sua solubilidade
média se deve à presença de grupos hidroxi ou polioxietilênicos contidos na estrutura.
Ou seja, quanto menor for a quantidade de água no sistema menor será a tensão
superficial do meio devido a ação do UNT L90, fato comprovado no sistema GAT02. Esse é
um parâmetro de grande influência na eficiência de varrido da solução, uma vez que quanto
menor a tensão superficial maior a facilidade de penetração do sistema na rocha e menor a
pressão da injeção, facilitando a produção dos hidrocarbonetos.
4.5. Caracterização dos Fluidos de Saturação
Foram feitas análises de viscosidade e densidade para ambos os fluidos usados na
saturação do arenito sintético. A média dos resultados obtidos são apresentados na Tabela 8.
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Tabela 8 – Parâmetros obtidos nas análises
Densidade
(g/cm3) Viscosidade
(cp) API (°)
Solução Salina 1,03 1,00 -
Solução de Petróleo 0,89 8,57 25,95
Fonte: Autor,2017;
Analisando a Tabela 8 nota-se a diferença de valores dos parâmetros de densidade e
viscosidade da solução salina injetada na recuperação convencional e o óleo médio (API
25,95) que fora utilizado na saturação do arenito sintético.
Entretanto, essa diferença já era esperada uma vez que a complexidade e número de
cadeias do petróleo é muito superior ao da água salina, esse fator tem grande relevância nos
valores de viscosidade densidade do fluido segundo Rosa (2011).
Outro ponto que deve ser destacado é a influência do diesel S10 na densidade e na
viscosidade da solução de petróleo, 400 g/L, uma vez que o mesmo deslocou o petróleo de 11
°API para um °API de 25,94.
4.6. Recuperação Convencional
Os ensaios de recuperações convencionais (RC) foram realizados com o mesmo
tempo de duração (60 minutos), não houveram mudança significativas nas condições de
temperatura e pressão. Os resultados são apresentados na Tabela 9.
Tabela 9 – Resultados dos ensaios de recuperações convencional
Parâmetro Swi(%) Soi(%) Vp inj EdC FRC (%)
RC01 9,53 90,47 4,33 42,70 47,29
RC02 7,76 92,24 4,16 46,84 45,49
RC03 7,85 92,15 4,53 45,97 46,43
RC04 6,35 93,65 4,32 45,44 49,87
RC05 9,06 90,94 4,68 47,52 46,54
RC06 7,55 92,44 5,12 46,89 49,64
Desvio Padrão 1,31 1,13 0,31 1,72 1,80
Fonte: Autor,2017;
Ao analisar a Tabela 9 é possível notar uma grande similaridade entre os parâmentos
de cada ensaio de recuperação avançada. Ao observar a coluna da saturação de água inicial
(Swi) e a da saturação inicial de óleo (Swo) se observa uma pequena variação no valor desses
parâmetros, o que significa que as condições inicias da rocha reservatório foram bem
similares em quase todos os ensaios RC, apesar do desvio padrão ter sido um pouco
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo –CEP/CT/UFRN 2017.1
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acentuado. Entretanto, vale salientar que essa saturação varia de acordo com as propriedades
dos fluidos injetados, o que justifica a divergência dos resultados encontrados por Costa
(2016).
Ao analisar a coluna de volumes porosos injetados (Vp inj) é possível observar uma
grande similaridade dos valores. Uma vez que essa se utilizou os parâmetros de vazão e
tempo de injeção sugeridos por Costa (2016), a inscontacia nos volumes está associada a
velocidade e comprimento de deslocamento do pistão da bomba de um strake.
Além disso, observa-se que os valores de eficiências de deslocamento para a
recuperação convencional (Edc) apresentam pequenas variações, desvio padrão de 1,72, essa
variação possivelmente está associada variação do volume poroso dos plugs utilizados.
Por fim, os fatores de recuperação dos ensaios de RC foram bastante similares,
estando esses de acordo com os trabalhos de Curbelo (2006) e Rodrigues (2013). Porém, se
nota uma divergência dos mesmos quando comprados com os resultados de Costa (2016),
uma possível explicação para esse fato seria o uso de um óleo mais pesado, a origem da areia
e a local de obtenção da argila utilizados pelo autor.
4.7. Recuperação Avançada
Os ensaios de recuperações avançada (RA) foram realizados com o mesmo tempo de
duração (75 minutos), não houveram mudança significativas nas condições de temperatura e
pressão durante todos os ensaios. Os resultados são apresentados na Tabela 10 são referentes
a solução GAT01.
Tabela 10 – Resultados dos ensaios de recuperações avançada para GAT01
Parâmetro Vp inj EdGAT01 FRA (%)
RA01 3,57 88,32 4,53
RA02 3,70 87,45 4,26
RA03 3,86 89,59 3,98 Desvio Padrão 0,14 1,07 0,27
Fonte: Autor,2017;
Analisando a Tabela 10 é possível observar que a quantidade de volumes porosos
injetados para as soluções GAT01 foram inferiores aos injetados na recuperação
convencional. Entretanto, esses volumes foram intencionais, uma vez que devido que a curva
de injeção não acompanha a curva de produção de óleo e com isso volumes de solução seriam
injetados sem que ocorresse um retorno satisfatório do fator de recuperação. Ao verificar o
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desvio padrão dos volumes poros injetados nota-se que ele foi inferior ao da recuperação
convencional, mostrando assim a repetitividade dos volumes injetados.
Ao avaliar o fator de recuperação da solução GAT 01 é possível observar um fator de
recuperação de grande relevância após a injeção da solução de glicerina e tensoativos,
atingindo valores de até 4,53%.
Um fator que pode ter aumentado o FR dessa solução é a característica iônica do
UNT L90, uma vez que esse tensoativo apresenta melhor atuação em meios que contem baixa
concentração de H20 ou que sejam ácidos. Além disso, a elevada concentração de glicerina
PA pode ter grande influência no FR, pois a diferença entre as densidades e viscosidades dos
fluidos saturados com a solução GAT01 é muito grande. Sendo assim, a solução GAT01 pode
ter atuado como um “pistão”, deslocando uma maior quantidade de hidrocarbonetos para os
tubos de ensaio localizados no final do sistema de recuperação.
Por fim, observa-se que os valores de eficiências de deslocamento para a recuperação
avançada com a solução GAT01 (EdGAT01) apresentam pequenas variações, desvio padrão de
1,07. Assim como na RC essa variação pode estar associada variação do volume poroso dos
plugs utilizados. A Figura 24 mostra o gráfico de Volume porosos injetados versus Fator de
recuperação para os ensaios em triplicata da recuperação convencional e avançada utilizando
a solução GAT01.
Figura 25 – Gráfico de Volumes porosos injetados x fator de recuperação GAT01
Fonte: Autor,2017;
0
10
20
30
40
50
60
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9
Fat
or
de
recu
per
ação
(%
)
Vp inj
RA01 RA02 RA03
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A Tabela 11 apresenta os resultados associados a recuperação avançada utilizando a
solução GAT02.
Tabela 11 – Resultados dos ensaios de recuperações avançada para GAT 02
Parâmetro Vp inj EdGAT02 FRA (%)
RA04 3,74 71,35 3,84 RA05 3,58 73,96 3,67
RA06 3,63 72,50 3,41
Desvio Padrão 0,08 1,30 0,21
Fonte: Autor, 2017;
Analisando a Tabela 11 é possível observar que a quantidade de volumes porosos
injetados para as soluções GAT02 foram inferiores aos injetados na recuperação
convencional, entretanto similares aos injetados na solução GAT01. O desvio padrão desse
parâmetro foi baixo, estando coerente com o encontrado para a solução GAT01.
O cálculo do volume de solução injetada é algo de grande importância, uma vez que
caso seja feito da maneira incorreta ele poderá inviabilizar total ou parcialmente o projeto de
recuperação avançada. Além disso, segundo Costa (2016) é recomendado manter um mesmo
padrão de vazão de injeção tanto para a recuperação convencional como na avançada, pois
uma elevada vazão de injeção poderia resultar na formação de caminhos preferencias e
reduzir a produção de hidrocarbonetos.
Outro ponto de destaque é o baixo desvio padrão apresentado nos ensaios de
recuperação avançada, o que mostra a coerência e repetitividade dos dados obtidos em cada
teste. Analisando o fator de recuperação da solução GAT 02 nota-se que o mesmo foi inferior
ao da recuperação com a solução GAT01, atingindo valores de até 3,84%. A Figura 25 mostra
o gráfico de Volume porosos injetados versus Fator de recuperação para os ensaios em
triplicata da recuperação convencional e avançada utilizando a solução GAT02.
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Figura 26 – Gráfico de Volumes porosos injetados x fator de recuperação GAT01
Fonte: Autor,2017;
Por fim, observa-se que a variação dos valores de eficiências de deslocamento para a
recuperação avançada com a solução GAT02 (EdGAT02) mostraram-se baixas, desvio padrão
de 1,30, entretanto com valores inferiores aos da GAT 01, uma possível resposta para esse
fato seria a variação do volume poroso dos plugs utilizados.
Apesar de a solução GAT 01 e GAT 02 apresentarem valores de FR inferiores
quando comparado com os trabalhos de Borges (2009) e Rodrigues (2013), que utilizaram a
injeção de glicerina bruta como EOR, vale salientar que a rocha reservatório utilizada por
Borges (2009) possuía uma porosidade de 49%, mais que o dobro da porosidade do arenito
sintético de Costa (2016). Além disso, o óleo utilizado por Borges (2009) possuía grau API
30,64 que é mais leve que o grau API 25,95 utilizado no presente trabalho. Esses parâmetros
resultam em uma grande influência nos ensaios de recuperação de petróleo.
5. CONCLUSÕES
Os resultados obtidos nesse trabalho permitem as seguintes conclusões:
1- As soluções de GAT01 e GAT02 apresentaram valores de densidade, viscosidade e
tensão superficial diferentes, que podem afetar o processo de injeção de cada solução.
Assim o uso de cada solução varia de acordo com o reservatório em questão.
0
10
20
30
40
50
60
0 2 4 6 8 10
Fat
or
de
recu
per
ação
(%
)
Vp inj
RA04 RA05 RA06
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Henrique Borges de Moraes Juviniano
2- Ambas as soluções GAT01 e GAT02 foram capazes de reduzir em mais de 50% o
valor do ângulo de contato formado entre o AS e a solução de KCl (2,0%) e CaCl2
(0,2%). Reduzindo as tensões interfaciais e facilitando a produção de hidrocarbonetos,
entretanto a solução GAT01 apresentou uma redução um pouco maior quando
comprada com a GAT02.
3- Os ensaios de recuperação convencional (RC) foram bastante similares, apresentando
desvios padrão baixos, inferiores a 1, estando coesos com os trabalhos de Curbelo
(2006) e Rodrigues (2013).
4- Após o ensaio de recuperação avançada e tratamento dos dados foi possível concluir
que a solução GAT01 apresentou os maiores fatores de recuperação (4,53%) e de
eficiência de deslocamento (89,59%).
5- Apesar de a solução GAT02 ter obtido resultados inferiores fatores de recuperação
(3,84%) e de eficiência de deslocamento (73,96%) a mesma se mostrou eficiente na
recuperação de óleo médio.
6- As soluções GAT se apresentam como boas opções de fluidos para recuperação
avançada de petróleo em arenitos saturados com petróleo de grau API médio.
Com base nos dados apresentados é possível inferir que o uso de uma solução de
glicerina PA, água destilada e UNT L90 apresenta-se como uma boa opção na recuperação de
óleos de grau API médio. Entretanto estudos mais avançados envolvendo a viabilidade
econômica, de maior durabilidade, diferentes condições de pressão/temperatura, com soluções
mais aprimoradas e que utilizem os rejeitos industriais do Biodiesel, como a glicerina bruta,
devem ser realizados com possibilidade de teste em pequena escala.
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