APLICAÇÃO DE SOLUÇÃO DE GLICERINA P.A. E … · Henrique Borges de Moraes Juviniano JUVINIANO,...

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


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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


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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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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.


viii


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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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)


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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.


6


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;


7


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.


8


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


9


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


10


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.


11


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.


12


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


13


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)


14


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)


15


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).


16


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.


17


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


18


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


19


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).


20


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).


21


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


22


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).


23


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.


24


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).


25


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.


26


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


27


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%,


28


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


29


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.


30


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;


31


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


32


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


33


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.


34


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.


35


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


36


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).


37


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.


38


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.


39


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.


40


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.


41


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.


42


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.


43


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.


44


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


45


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


46


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


47


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.


48


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


49


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.


50


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