DISSERTAÇÃO DE MESTRADO - repositorio.ufrn.br · NÁRIO CÉZAR CÂMARA ALVES RECUPERAÇÃO DE...
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UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO NORTE
CENTRO DE TECNOLOGIA
DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA QUÍMICA
PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA QUÍMICA
DISSERTAÇÃO DE MESTRADO
RECUPERAÇÃO DE FLUIDO DE PERFURAÇÃO NÃO
AQUOSO UTILIZANDO SISTEMAS
MICROEMULSIOADOS
Nário Cézar Câmara Alves
Orientador: Prof. Dr. Afonso Avelino Dantas Neto
Coorientador: Profa. Dra. Tereza Neuma de Castro Dantas
Natal / RN
Janeiro / 2017
NÁRIO CÉZAR CÂMARA ALVES
RECUPERAÇÃO DE FLUIDO DE PERFURAÇÃO NÃO AQUOSO
UTILIZANDO SISTEMAS MICROEMULSIOADOS
Dissertação de Mestrado apresentada ao
Programa de Pós-Graduação em Engenharia
Química - PPGEQ, da Universidade Federal do
Rio Grande do Norte - UFRN, como parte dos
requisitos para obtenção do título de Mestre em
Engenharia Química, sob a orientação do Prof.
Dr. Afonso Avelino Dantas Neto e
Coorientação da Profa. Dra. Tereza Neuma de
Castro Dantas.
Natal / RN
Janeiro / 2017
Catalogação da Publicação na Fonte.
UFRN / CT / DEQ
Biblioteca Setorial “Professor Horácio Nícolás Sólimo”.
Alves, Nário Cézar Câmara.
Recuperação de fluido de perfuração não aquoso utilizando sistemas
microemulsionados / Nário Cézar Câmara Alves. - Natal, 2017.
130 f.: il.
Orientador: Afonso Avelino Dantas Neto.
Coorientador: Tereza Neuma de Castro Dantas
Dissertação (Mestrado) - Universidade Federal do Rio Grande do Norte.
Centro de Tecnologia. Departamento de Engenharia Química. Programa de Pós-
graduação em Engenharia Química.
1. Sistema micremulsionado - Dissertação. 2. Indústria petroquímica -
Dissertação. 3. Fluido de perfuração - Dissertação. I. Dantas Neto, Afonso Avelino.
II. Dantas, Tereza Neuma de Castro. III. Universidade Federal do Rio Grande do
Norte. IV. Título.
RN/UF CDU 66.048.67(043.3)
ALVES, Nário Cézar Câmara – Recuperação de Fluido de Perfuração não aquoso
utilizando sistemas microemulsionados, Dissertação de Mestrado, Programa de Pós-
Graduação em Engenharia Química. Mestrado em Engenharia Química. Área de concentração:
Engenharia Química. Linha de Pesquisa: Petróleo, Gás e Energias Renováveis. Universidade
Federal do Rio Grande do Norte, Natal – RN, Brasil, 2016.
Orientador: Prof. Dr. Afonso Avelino Dantas Neto
Coorientador: Profa. Dra. Tereza Neuma de Castro Dantas
RESUMO
Dois campos de pesquisas são essenciais para o mercado do petróleo nos dias atuais: otimização
de custos e questões ambientais. Nas operações de perfuração de poços o sistema de fluido se
mostra como sendo essencial, e assim requer uma otimização contínua. Fluidos de perfuração
à base orgânica são largamente utilizados nestas operações, onde, após a sua utilização, se
tornam um passivo caro e poluente. Atualmente o tratamento realizado neste tipo de fluido é
somente de correção, o que requer, geralmente, grandes quantidades de insumos, elevando
ainda mais o custo do Sistema de Fluidos para a operação de perfuração. Com isso, o objetivo
deste trabalho foi desenvolver um método de recuperação de fluidos de perfuração não aquosos
através da quebra da emulsão de água em óleo, utilizando como agente desemulsificante
sistemas microemulsionados. Para a obtenção desta microemulsão estudou-se qualitativamente
a influência de diferentes tensoativos na separação de fases do fluido e definiu-se o de melhor
eficiência (ULX 95). Para mapeamento do fluido utilizado nos ensaios foram feitas análises de
reologia, razão de água/óleo/sólidos, salinidade e Estabilidade Elétrica. Para o estudo da quebra
de emulsão variou-se: a composição do sistema microemulsionado para o tensoativo ULX 95,
a fase aquosa da microemulsão através da utilização ou não de sal (CaCl2), a proporção sistema
microemulsionado/fluido e a temperatura no momento da mistura. Também foram feitos testes
para a caracterização das fases obtidas após o ensaio de quebra, assim como a possibilidade de
reutilização do fluido não-aquoso recuperado. Os testes de reutilização do fluido não aquoso
recuperado obtiveram resultados satisfatórios.
Palavras-chave: Fluido de perfuração, microemulsão, recuperação desemulsificantes
tensoativos.
ABSTRACT
THE USE OF MICROEMULSION SYSTEMS TO RECOVER NON-
AQUEOUS DRILLING FLUIDS
There are two research fields essential for the oil market: cost optimization and environmental
issues. In the well drilling operations the fluid system is shown to be essential, and thus requires
a continuous optimization. Organic based drilling fluids are widely used in these operations,
which, after use, become expensive and polluting liabilities. Currently the treatment performed
in this type of fluid is only correction, which usually requires large quantities of inputs, further
increasing the cost of Fluid System for the drilling operation. Thus, the aim of this study was
to develop a method of recovery of non-aqueous drilling fluids through the breaking of the
water in oil emulsion using as demulsifying agent microemulsions systems. To obtain the
microemulsion system qualitative studies were performed where the influence of different
surfactants in the phase separation of the fluid were studied and defined the best efficiency
(RNX 95). For mapping of the fluid used in the tests were made rheology analysis, ratio of
water / oil / solids, salinity, and electrical stability to study the emulsion breaking was varied:
the composition of microemulsion system for the surfactant (RNX 95), the aqueous phase of
the microemulsion by using or not salt (CaCl2), the rate microemulsion / fluid system and the
temperature at mixture. Test have also been made to the characterization of phases obtained
after breaking test, as well as the possibility of reusing the non-aqueous fluid recovered. The
tests had a satisfactory result.
. Keywords: Drilling fluids, microemulsion, recovery, demulsifier, surfactants
.
Aos meus pais, Ruth Eloah e
Raimundo Nário.
AGRADECIMENTOS
Primeiramente a Deus, por ter me proporcionado a oportunidade de realizar este trabalho
e ter me dado a força e a sabedoria para concluí-lo.
Ao professor doutor Afonso Avelino Dantas Neto, o meu agradecimento pela
orientação, amizade e disponibilidade.
À professora doutora Tereza Neuma de Castro Dantas, pela amizade, dedicação,
orientação e paciência durante toda realização deste trabalho, e por poder ter me proporcionado
crescimento individual e profissional.
Ao professor doutor Eduardo Lins de Barros Neto, pela amizade, presteza, auxilio
intelectual e abertura, sem as quais não teria tal êxito.
Ao professor doutor Alcides Oliveira Wanderley Neto, pela disponibilidade e auxilio na
obtenção de bons espaços para realização de testes.
Aos professores do PPGEQ, por todo o conhecimento passado, pela dedicação e
paciência com os alunos.
Aos colegas e amigos de laboratório, Katherine, Yasmine, Tamyris, Laís, Alef, Gisele
e Daniel, pelo apoio e troca de conhecimentos.
Aos meus amigos Herick,e Senzano, que desde a graduação me acompanham nesta jornada.
À minha namorada Natana, com a qual pude contar em todos os momentos desta
caminhada, me apoiando, incentivando e acreditando neste sonho junto comigo.
Aos meus pais e familiares, pelo suporte e pelo incentivo sempre destinado a mim.
A toda a equipe do LTT, Instituto de Química e NUPEG-PRH-ANP-14, pela
colaboração nas análises indispensáveis ao desenvolvimento desse trabalho!
SUMÁRIO
1 Introdução ............................................................................................................................ 17
2 Aspectos Teóricos e Estado da Arte .................................................................................... 20
2.1 Introdução ....................................................................................................................... 20
2.2 Aspectos gerais sobre fluidos de perfuração ................................................................... 20
2.2.1 Propriedades dos fluidos de perfuração ........................................................................ 21
2.2.1.1 Densidade .......................................................................................................................................... 22
2.2.1.2 Parâmetros reológicos e força gel ...................................................................................................... 22
2.2.1.3 Parâmetros de filtração ...................................................................................................................... 23
2.2.1.4 Teor de sólidos ................................................................................................................................... 23
2.2.1.5 Razão de água em óleo e estabilidade elétrica. .................................................................................. 24
2.2.1.6 Alcalinidade ....................................................................................................................................... 24
2.2.1.7 Salinidade .......................................................................................................................................... 25
2.2.2 Aditivos utilizados no fluido de perfuração .................................................................. 25
2.2.2.1 Base orgânica ..................................................................................................................................... 25
2.2.2.2 Água doce ou salmoura ..................................................................................................................... 26
2.2.2.3 Cal hidratada ...................................................................................................................................... 26
2.2.2.4 Redutores de filtrado.......................................................................................................................... 26
2.2.2.5 Viscosificantes ................................................................................................................................... 26
2.2.2.6 Modificador reológico ....................................................................................................................... 27
2.2.2.7 Agentes molhantes ............................................................................................................................. 27
2.2.2.8 Adensantes ......................................................................................................................................... 27
2.3 Tensoativos ..................................................................................................................... 27
2.3.1 Propriedades dos tensoativos. ....................................................................................... 28
2.3.1.1 Concentração micelar crítica ............................................................................................................. 29
2.4 Emulsão ........................................................................................................................... 29
2.4.1 Fatores de estabilização de emulsões ........................................................................... 30
2.4.2 Mecanismos de quebra de emulsão .............................................................................. 31
2.5 Microemulsões ................................................................................................................ 33
2.5.1 Classificação de Winsor ............................................................................................... 34
2.5.1.1 Diagramas de fase .............................................................................................................................. 35
2.5.1.2 Diagramas ternários ........................................................................................................................... 35
2.5.2 Parâmetros que influenciam no comportamento das regiões de microemulsão. .......... 36
2.5.2.1 Influência do tensoativo ..................................................................................................................... 36
2.5.2.2 Influência do co-tensoativo ................................................................................................................ 37
2.5.2.3 Influência da temperatura .................................................................................................................. 38
2.5.2.4 Influência da Salinidade .................................................................................................................... 39
2.6 Estado da arte. ................................................................................................................. 39
2.6.1 Utilização de desemulsificantes na quebra de emulsões .............................................. 39
2.6.2 Recuperação de fluido sintético .................................................................................... 42
3 Materiais e Métodos ............................................................................................................. 44
3.1 Materiais .......................................................................................................................... 44
3.1.1 Equipamentos ............................................................................................................... 44
3.2 Métodos ........................................................................................................................... 45
3.2.1 Caracterização dos fluidos de perfuração à base orgânica ........................................... 46
3.2.2 Ensaios qualitativos dos tensotivos .............................................................................. 47
3.2.3 Obtenção de microemulsões ......................................................................................... 47
3.2.3.1 Caracterização das fases pós quebra .................................................................................................. 50
3.2.3.2 Ensaio de quebra de emulsão com variação na proporção fluido/microemulsão ............................... 51
3.2.3.3 Influência da salinidade da fase aquosa da microemulsão na quebra da emulsão água em óleo do
fluido de perfuração não aquoso ............................................................................................................................ 51
3.2.3.4 Influência da composição da microemulsão na quebra da emulsão água em óleo do fluido de
perfuração não aquoso ........................................................................................................................................... 51
3.2.3.5 Influência da temperatura na quebra da emulsão água em óleo do fluido de perfuração não aquoso 52
3.2.4 Ensaio de reaproveitamento .......................................................................................... 52
4 Resultados e discussões ....................................................................................................... 54
4.1 Introdução ....................................................................................................................... 54
4.2 Caracterização do fluido de perfuração........................................................................... 54
4.3 Ensaio qualitativo dos tensoativos: ................................................................................. 55
4.4 Determinação do sistema microemulsionado.................................................................. 56
4.5 Caracterização das fases obtidas após ensaio de quebra ................................................. 57
4.6 Ensaio de quebra de emulsão com variação na proporção fluido/microemulsão ........... 66
4.7 Influência da salinidade da fase aquosa da microemulsão na quebra da emulsão água em
óleo do fluido de perfuração não aquoso .................................................................................. 86
4.8 Influência da composição da microemulsão na quebra da emulsão água em óleo do fluido
de perfuração não aquoso ......................................................................................................... 97
4.9 Influência da temperatura na quebra da emulsão água em óleo do fluido de perfuração
não aquoso .............................................................................................................................. 112
4.10 Reaproveitamento do Fluido Não Aquoso recuperado ................................................. 118
5 Conclusões gerais .............................................................................................................. 122
6 Referências Bibliográficas ................................................................................................. 125
LISTA DE FIGURAS
Figura 2-1– Esquema de classificação dos fluidos de perfuração à base de orgânicos ............ 21
Figura 2-2. Esquema dos fenômenos envolvidos na separação O/A ........................................ 32
Figura 2-3.Efeito Marangoni-Gibbs na estabilização de emulsões .......................................... 33
Figura 2-4. Classificação de Winsor ........................................................................................ 35
Figura 2-5. Diagrama ternário .................................................................................................. 35
Figura 2-6. Diagrama quaternário ............................................................................................ 36
Figura 2-7. Diagrama pseudoternário ....................................................................................... 36
Figura 2-8. Influência do álcool na região de microemulsão, (a) n-butanol, (b) n-hexanol, (c)
n-heptanol. Sistema SDS (dodecil sulfato de ádio)/água/dodecano/álcool .............................. 37
Figura 2-9. Influência do hidrocarboneto na região de microemulsão, (a)dodecano,
(b)benzeno, (c)tolueno. Sistema SDS/água/Hidrocarboneto .................................................... 38
Figura 3-1. Fluxograma com sequência operacional da pesquisa ............................................ 45
Figura 3-2. - Diagrama pseudoternário com regiões de Winsor para o sistema água industrial,
n-butanol/RNX95, hexano. ....................................................................................................... 48
Figura 3-3. Diagrama pseudoternário com regiões de Winsor para o sistema solução salina de
CaCl2 20 ppm, n-butanol/RNX95, hexano .............................................................................. 49
Figura 3-4. Diagrama pseudoternário com regiões de Windsor para o sistema solução salina
de CaCl2 1500 ppm, n-butanol/RNX95, hexano ...................................................................... 49
Figura 4-1. - Ensaio de quebra pra caracterização de fases utilizando C/T (1:1) ..................... 59
Figura 4-2. Resultados de teste utilizando C/T (1:1) na proporção de 50% ............................. 59
Figura 4-3. Ensaio de quebra do fluido de perfuração para caracterização de fases utilizando
M1A na proporção de 50% e 12,5%......................................................................................... 63
Figura 4-4. Resultados obtidos nos testes utilizando SME M1A nas proporções de 50% (a),
37,5 (b) % e 25% (c). ................................................................................................................ 67
Figura 4-5. -Ensaio de quebra com variação na proporção microemulsão/fluido utilizando
microemulsão M1A .................................................................................................................. 68
Figura 4-6. Ensaio de quebra de emulsão com variação na proporção microemulsão/fluido
utilizando M1B ......................................................................................................................... 68
Figura 4-7. Ensaio de quebra de emulsão com variação na proporção microemulsão/fluido
utilizando M1C ......................................................................................................................... 69
Figura 4-8. Ensaio de quebra da emulsão com variação na proporção microemulsão/fluido
utilizando M2A ......................................................................................................................... 69
Figura 4-9. Ensaio de quebra de emulsão com variação na proporção microemulsão/fluido
utilizando M2B ......................................................................................................................... 70
Figura 4-10. Ensaio de quebra de emulsão com variação na proporção microemulsão/fluido
utilizando M2C ......................................................................................................................... 70
Figura 4-11. Ensaio de quebra de emulsão com variação na proporção microemulsão/fluido
utilizando M3A ......................................................................................................................... 71
Figura 4-12. Ensaio de quebra de emulsão em relação à proporção microemulsão/fluido
utilizando M3B ......................................................................................................................... 71
Figura 4-13. Ensaio de quebra de emulsão em relação à proporção microemulsão/fluido
utilizando M3C ......................................................................................................................... 72
Figura 4-14. Ensaio de quebra de emulsão em relação à proporção C/T fluido utilizando C/T=
65/35 ......................................................................................................................................... 72
Figura 4-15. Ensaio de quebra de emulsão em relação à proporção C/T fluido utilizando
C/T=50/50 ................................................................................................................................. 73
Figura 4-16. Ensaio de quebra de emulsão em relação à proporção C/T fluido utilizando
C/T=35/65 ................................................................................................................................. 73
Figura 4-17. Fração de SS recuperada nos testes de quebra de emulsão no teste M1/fluido,
variando composição e proporção microemulsão/fluido .......................................................... 74
Figura 4-18. Fração de SS recuperada nos testes de quebra de emulsão no teste M2/fluido,
variando composição e proporção microemulsão/fluido .......................................................... 75
Figura 4-19. Fração de SS recuperada nos testes de quebra de emulsão no teste M3/fluido,
variando composição e proporção microemulsão/fluido .......................................................... 76
Figura 4-20. Fração de SS recuperada nos testes de quebra de emulsão no teste C/T/fluido,
variando composição e proporção microemulsão/fluido .......................................................... 77
Figura 4-21. Fração de MM recuperada nos testes de quebra de emulsão no teste M1/fluido,
variando composição e proporção microemulsão/fluido .......................................................... 78
Figura 4-22. Fração de MM recuperada nos testes de quebra de emulsão no teste M2/fluido,
variando composição e proporção microemulsão/fluido .......................................................... 79
Figura 4-23. Fração de MM recuperada nos testes de quebra de emulsão no teste M3/fluido,
variando composição e proporção microemulsão/fluido .......................................................... 80
Figura 4-24. Fração de MM recuperada nos testes de quebra de emulsão no teste C/T/fluido,
variando composição e proporção microemulsão/fluido .......................................................... 81
Figura 4-25. Valor de FNA recuperado nos testes de quebra de emulsão com variação na
proporção M1/fluido ................................................................................................................. 82
Figura 4-26. Valor de FNA ecuperado nos testes de quebra de emulsão com variação na
proporção M2/fluido ................................................................................................................. 83
Figura 4-27. Valor de FNA recuperado nos testes de quebra de emulsão com variação na
proporção M3/fluido ................................................................................................................. 84
Figura 4-28. Valor de FNA recuperado nos testes de quebra de emulsão com variação na
proporção matéria ativa/fluido ................................................................................................. 85
Figura 4-29. Ensaios de quebra da emulsão óleo em água de FNAs, em função da salinidade
da fase aquosa do SME na proporção microemulsão/fluido de 50/50. .................................... 87
Figura 4-30. Ensaios de quebra da emulsão óleo em água de FNAs, em função da salinidade
da fase aquosa do SME na proporção microemulsão/fluido de 37,5/62,5. .............................. 87
Figura 4-31. Ensaios de quebra da emulsão óleo em água de FNAs, em função da salinidade
da fase aquosa do SME na proporção microemulsão/fluido de 25/75. .................................... 88
Figura 4-32. Ensaios de quebra da emulsão óleo em água de FNAs, em função da salinidade
da fase aquosa do SME na proporção microemulsão/fluido de 12,5/87,5. .............................. 88
Figura 4-33. - Ensaios de quebra da emulsão óleo em água de FNAs, em função da salinidade
da fase aquosa do SME na proporção microemulsão/fluido de 7,5/92,5. ................................ 89
Figura 4-34. - Frações de MM, SS e FNA Recuperada obtidas nos testes de quebra de
emulsão, de acordo com a salinidade do meio aquoso no SME de composição A, numa
proporção microemulsão/fluido de 50%................................................................................... 90
Figura 4-35. Frações de MM, SS e FNA Recuperada obtidas nos testes de quebra de emulsão,
de acordo com a salinidade do meio aquoso no SME de composição B, numa proporção
microemulsão/fluido de 50% .................................................................................................... 90
Figura 4-36. Frações de MM, SS e FNA Recuperada obtidas nos testes de quebra de emulsão
de acordo com a salinidade do meio aquoso no SME de composição C, numa proporção
microemulsão/fluido de 50%. ................................................................................................... 91
Figura 4-37. Frações de MM, SS e FNA Recuperada obtidas nos testes de quebra de emulsão,
de acordo com a salinidade do meio aquoso no SME de composição A, numa proporção
microemulsão/fluido de 37,5% ................................................................................................. 91
Figura 4-38. Frações de MM, SS e FNA Recuperada obtidas nos testes de quebra de emulsão
de acordo com a salinidade do meio aquoso no SME de composição B numa proporção
microemulsão/Fluido de 37,5% ................................................................................................ 92
Figura 4-39. Frações de MM, SS e FNA Recuperada obtidas nos testes de quebra de emulsão
de acordo com a salinidade do meio aquoso no SME de composição C numa proporção
microemulsão/Fluido de 37,5% ................................................................................................ 92
Figura 4-40. Frações de MM, SS e FNA Recuperada obtidas nos testes de quebra de emulsão
de acordo com a salinidade do meio aquoso no SME de composição A numa proporção
microemulsão/Fluido de 25% ................................................................................................... 93
Figura 4-41. Frações de MM, SS e FNA Recuperada obtidas nos testes de quebra de emulsão
de acordo com a salinidade do meio aquoso no SME de composição B numa proporção
microemulsão/Fluido de 25%. .................................................................................................. 93
Figura 4-42. Frações de MM, SS e FNA Recuperada obtidas nos testes de quebra de emulsão
de acordo com a salinidade do meio aquoso no SME de composição C numa proporção
microemulsão/Fluido de 25%. .................................................................................................. 94
Figura 4-43. Frações de MM, SS e FNA Recuperada obtidas nos testes de quebra de emulsão
de acordo com a salinidade do meio aquoso no SME de composição A numa proporção
microemulsão/Fluido de 12,5%. ............................................................................................... 94
Figura 4-44. Frações de MM, SS e FNA Recuperada obtidas nos testes de quebra de emulsão
de acordo com a salinidade o meio aquoso no SME de composição B numa proporção
microemulsão/Fluido de 12,5% ................................................................................................ 95
Figura 4-45. - Frações de MM, SS e FNA Recuperada obtidas nos testes de quebra de
emulsão de acordo com a salinidade do meio aquoso no SME de composição C numa
proporção microemulsão/Fluido de 12,5%. .............................................................................. 95
Figura 4-46. Frações de MM, SS e FNA Recuperada obtidas nos testes de quebra de emulsão
de acordo com a salinidade do meio aquoso no SME de composição A numa proporção
microemulsão/Fluido de 7,5% .................................................................................................. 96
Figura 4-47. Frações de MM, SS e FNA Recuperada obtidas nos testes de quebra de emulsão
de acordo com a salinidade do meio aquoso no SME de composição B numa proporção
microemulsão/Fluido de 7,5% .................................................................................................. 96
Figura 4-48. Composição do sistema obtido após teste de quebra de emulsão com variação da
composição do sistema Microemulsionado 1 a uma proporção de microemulsão/fluido 50/50.
.................................................................................................................................................. 98
Figura 4-49. Composição do sistema obtido após teste de quebra de emulsão com variação da
composição do sistema Microemulsionado 1 a uma proporção de microemulsão/fluido
37,5/62,5 ................................................................................................................................... 98
Figura 4-50. Composição do sistema obtido após teste de quebra de emulsão com variação da
composição do sistema Microemulsionado 1 a uma proporção de microemulsão/fluido 25/75.
.................................................................................................................................................. 99
Figura 4-51. Composição do sistema obtido após teste de quebra de emulsão com variação da
composição do sistema Microemulsionado 1 a uma proporção de microemulsão/fluido
12,5/87,5. .................................................................................................................................. 99
Figura 4-52. Composição do sistema obtido após teste de quebra de emulsão com variação da
composição do sistema Microemulsionado 1 a uma proporção de microemulsão/fluido
7,5/92,5. .................................................................................................................................. 100
Figura 4-53. Composição do sistema obtido após teste de quebra de emulsão com variação da
composição do sistema Microemulsionado 2 a uma proporção de microemulsão/fluido 50/50.
................................................................................................................................................ 100
Figura 4-54. Composição do sistema obtido após teste de quebra de emulsão com variação da
composição do sistema Microemulsionado 2 a uma proporção de microemulsão/fluido
37,5/62,5. ................................................................................................................................ 101
Figura 4-55. Composição do sistema obtido após teste de quebra de emulsão com variação da
composição do sistema Microemulsionado 2 a uma proporção de microemulsão/fluido 25/75.
................................................................................................................................................ 101
Figura 4-56. Composição do sistema obtido após teste de quebra de emulsão com variação da
composição do sistema Microemulsionado 2 a uma proporção de microemulsão/fluido
12,5/87,5. ................................................................................................................................ 102
Figura 4-57. Composição do sistema obtido após teste de quebra de emulsão com variação da
composição do sistema Microemulsionado 2 a uma proporção de microemulsão/fluido
7,5/92,5. .................................................................................................................................. 102
Figura 4-58. Composição do sistema obtido após teste de quebra de emulsão com variação da
composição do sistema Microemulsionado 3 a uma proporção de microemulsão/fluido 50/50
................................................................................................................................................ 103
Figura 4-59. Composição do sistema obtido após teste de quebra de emulsão com variação da
composição do sistema Microemulsionado 3 a uma proporção de microemulsão/fluido
37,5/62,5. ................................................................................................................................ 103
Figura 4-60. Composição do sistema obtido após teste de quebra de emulsão com variação da
composição do sistema Microemulsionado 3 a uma proporção de microemulsão/fluido 25/75.
................................................................................................................................................ 104
Figura 4-61. Composição do sistema obtido após teste de quebra de emulsão com variação da
composição do sistema Microemulsionado 3 a uma proporção de microemulsão/fluido
12,5/87,5. ................................................................................................................................ 104
Figura 4-62. Composição do sistema obtido após teste de quebra de emulsão com variação da
composição do sistema Microemulsionado 3 a uma proporção de microemulsão/fluido
7,5/92,5. .................................................................................................................................. 105
Figura 4-63. - Fração de MM obtida em teste de quera de emulsão relacionada à composição
do sistema microemulsionado (SME) M1 .............................................................................. 106
Figura 4-64. Fração de MM obtida em teste de quera de emulsão relacionada à composição do
sistema microemulsionado (SME) M2 ................................................................................... 107
Figura 4-65. Fração de MM obtida em teste de quera de emulsão relacionada à composição do
sistema microemulsionado (SME) M3 ................................................................................... 107
Figura 4-66. Fração de SS obtida em teste de quera de emulsão relacionada à composição do
sistema microemulsionado (SME) M1 ................................................................................... 108
Figura 4-67. Fração de SS obtida em teste de quera de emulsão relacionada à composição do
sistema microemulsionado (SME) M2. .................................................................................. 109
Figura 4-68. Fração de SS obtida em teste de quera de emulsão relacionada à composição do
sistema microemulsionado (SME) M3. .................................................................................. 109
Figura 4-69. Fração de FNA Recuperado obtida em teste de quera de emulsão relacionada à
composição do sistema microemulsionado (SME) M1. ......................................................... 110
Figura 4-70. Fração de FNA Recuperado obtida em teste de quera de emulsão relacionada à
composição do sistema microemulsionado (SME) M1. ......................................................... 111
Figura 4-71. Fração de FNA Recuperado obtida em teste de quera de emulsão relacionada à
composição do sistema microemulsionado (SME) M1. ......................................................... 111
Figura 4-72. Influencia da temperatura na quebra da emulsão água em óleo do fluido de
perfuração não aquoso, utilizando microemulsão M1A a uma proporção de 50%. ............... 113
Figura 4-73. Influencia da temperatura na quebra da emulsão água em óleo do fluido de
perfuração não aquoso, utilizando microemulsão M1B a uma proporção de 50%. ............... 113
Figura 4-74. Influencia da temperatura na quebra da emulsão água em óleo do fluido de
perfuração não aquoso, utilizando microemulsão M1C a uma proporção de 50%. ............... 114
Figura 4-75. Influencia da temperatura na quebra da emulsão água em óleo do fluido de
perfuração não aquoso, utilizando microemulsão M1A a uma proporção de 37,5%. ............ 114
Figura 4-76. Influencia da temperatura na quebra da emulsão água em óleo do fluido de
perfuração não aquoso, utilizando microemulsão M1B a uma proporção de 37,5%. ............ 115
Figura 4-77. Influencia da Temperatura na quebra da emulsão água em óleo do fluido de
perfuração não aquoso, utilizando microemulsão M1C a uma proporção de 37,5%. ............ 115
Figura 4-78. Influencia da temperatura na obtenção de MM nos testes de quebra da emulsão
fluido de perfuração não aquoso a proporções microemulsão/fluido diversas ....................... 116
Figura 4-79. Influência da temperatura na obtenção de SS nos testes de quebra da emulsão
fluido de perfuração não aquoso a proporções microemulsão/fluido diversas. ...................... 116
Figura 4-80. Influencia da temperatura na obtenção de FNA Recuperado nos testes de quebra
da emulsão fluido de perfuração não aquoso a proporções microemulsão/fluido diversas.... 117
LISTA DE TABELAS
Tabela 3-1. Propriedades físico-químicas dos fluidos de perfuração não aquosos ............................... 46
Tabela 3-2.Tensoativos testados e condições dos ensaios qualitativos ................................................. 47
Tabela 3.3- Componentes das microemulsões a serem estudadas ........................................................ 48
Tabela 3.4- Composição das microemulsões ( A, B e C) escolhidas para ensaios de quebra ............... 50
Tabela 4-1. Propriedades da Amostra 1 (Fluido de perfuração da Sonda 95), sem tratamento de sólidos
............................................................................................................................................................... 54
Tabela 4-2. Propriedades da Amostra 2 (Fluido de perfuração da Sonda 95), sem tratamento de
sólidos ................................................................................................................................................... 55
Tabela 4-3. Influência dos tensoativos na quebra da emulsão de água em óleo dos fluidos de
perfuração não aquosos ......................................................................................................................... 56
Tabela 4-4. Composição do sistema pós ensaios de quebra utilizando C/T (1:1) ................................. 58
Tabela 4-5. Teste de tensão superficial das fases 1 obtidas nos ensaios de quebra C/T + Fluido ......... 60
Tabela 4-6. Teste de condutividades da fase 1 obtida nos ensaios de quebra utilizando C/T( 1:1) +
Fluido. ................................................................................................................................................... 61
Tabela 4-7. Teste de teor de cloretos da Fase 1 do ensaio de quebra C/T + Fluido .............................. 62
Tabela 4-8. Tamanho de partícula, potencial zeta, condutividade e pH das Fases 1 (teste com C/T
puro) e 2 (teste com M1A) .................................................................................................................... 65
Tabela 4-9. % de SS obtida nos ensaios de quebra da emulsão utilizando M1 ..................................... 74
Tabela 4-10. % de SS obtida nos ensaios de quebra da emulsão utilizando M2 ................................... 75
Tabela 4-11. -% de SS obtida nos ensaios de quebra da emulsão utilizando M3 ................................. 76
Tabela 4-12. % de SS obtida nos ensaios de quebra da emulsão utilizando C/T ................................. 77
Tabela 4-13. Fração de MM obtida nos ensaios de quebra da emulsão utilizando M1. ........................ 78
Tabela 4-14. % de MM obtida nos ensaios de quebra da emulsão utilizando M2. ............................... 79
Tabela 4-15. % de MM obtida nos ensaios de quebra da emulsão utilizando M3 ................................ 80
Tabela 4-16. % de MM obtida nos ensaios de quebra da emulsão utilizando C/T. .............................. 81
Tabela 4-17. % de FNA recuperado obtido nos ensaios de quebra da emulsão utilizando M1. ........... 82
Tabela 4-18. % de FNA recuperado obtido nos ensaios de quebra da emulsão utilizando M2. ........... 83
Tabela 4-19. % de FNA recuperado obtido nos ensaios de quebra da emulsão utilizando M3. .......... 84
Tabela 4-20. % de FNA recuperado obtido nos ensaios de quebra da emulsão utilizando C/T ............ 85
Tabela 4-21. Comparação das propriedades do FNA original x FNA Recuperado. ............................. 86
Tabela 4-22.Valores de Microemulsão Modificada (MM) obtida nos ensaios de quebra da emulsão
com variação de temperatura............................................................................................................... 117
Tabela 4-23. Valores de Solução Salina (SS) obtida nos ensaios de quebra da emulsão com variação de
temperatura. ......................................................................................................................................... 117
Tabela 4-24. Valores de FNA Recuperado obtida nos ensaios de quebra da emulsão com variação de
temperatura .......................................................................................................................................... 118
Tabela 4-25. Composição do FNA Recuperado no teste de reaproveitamento ................................... 119
Tabela 4-26. Comparativo das propriedades físicas entre fluido de perfuração original e o fluido
aditivado pelo FNA Recuperado obtido no ensaio de quebra. ............................................................ 119
LISTA DE SÍMBOLOS
Símbolos/Descrição
RAO Razão água em óleo
SF Sistema de fluidos
FNA Fluido não aquoso
c.m.c. Concentração micelar crítica
ULX95 Ultranex NP 95
ULX150 Ultranex NP 150
ULX200 Ultranex NP 200
TA4 Tensoativo aniônico 4
M1 Microemulsão com fase aquosa sendo água torneira
M2 Microemulsão com fase aquosa sendo solução de 20 ppm CaCl2
M3 Microemulsão com fase aquosa sendo solução de 1500 ppm CaCl2
M1A Microemulsão com fase aquosa sendo água torneira e composição A
M1B Microemulsão com fase aquosa sendo água torneira e composição B
M1C Microemulsão com fase aquosa sendo água torneira e composição C
M2A Microemulsão com fase aquosa sendo solução de 20 ppm CaCl2 e composição A
M2B Microemulsão com fase aquosa sendo solução de 20 ppm CaCl2 e composição B
M2C Microemulsão com fase aquosa sendo solução de 20 ppm CaCl2 e composição C
M3A Microemulsão com fase aquosa sendo solução de 1500 ppm CaCl2 e compsição A
M3B Microemulsão com fase aquosa sendo solução de 1500 ppm CaCl2 e compsição B
M3C Microemulsão com fase aquosa sendo solução de 1500 ppm CaCl2 e compsição C
WI Região de Winsor I
WII Região de Winsor II
WIII Região de Winsor III
WIV Região de Winsor IV
SS Solução Salina
MM Microemulsão modificada
EM Emulsão Modificada
SME Sistema microemulsionado
Capítulo 1
Introdução
Capítulo 1 –Introdução 17
Nário Cézar Câmara Alves – Dezembro de 2016 Dissertação de Mestrado – PPGEQ/UFRN
1 Introdução
A cada dia o estudo e a otimização de custos na Exploração & Produção (E&P) de Petróleo
se tornam mais importantes. Com as subsequentes quedas no preço do barril de petróleo, o custo
da exploração tende a ser puxado cada vez mais para baixo visando garantir a viabilidade
econômica dos projetos.
Dentre os sistemas presentes em projetos de perfuração, o que tem um dos maiores valores
agregados é o Sistema de Fluidos (SF). Assim, a busca por uma redução nos gastos da operação
passa necessariamente pela redução de custos do Sistema de Fluidos, onde a recuperação de
fluidos de perfuração, para seu possível descarte ou reutilização, é um dos campos de pesquisa
mais vastos a serem explorados academicamente.
Dentre os sistemas de fluidos mais utilizados no mercado, pode-se destacar os fluidos base
água (FBA) e os fluidos não aquosos (FNA). Em grande parte das operações de perfuração, os
fluidos a base água (que são geralmente mais baratos) e os FNA são utilizados em fases iniciais
podendo ser recuperados e utilizados em novos poços ou descartados. Seu descarte é feito após
ajuste aos padrões ambientais. Por ser um sistema caro e de difícil manuseio, haja vista que o
descarte do FNA é proibido pela legislação ambiental, assim em caso de contaminação ou
finalização de operações o FNA deve ser tratado na sonda ou então enviado para plantas de
tratamento e fabricação de fluidos para que seja realizado o ajuste dos parâmetros, visando sua
utilização posterior, sendo armazenado, onerando cada vez mais a operação.
Estudos sobre a recuperação de fluidos a base água, utilizando polímeros, são difundidos
no meio acadêmico e sua utilização em campos de perfuração é feita tanto como corretor de
parâmetros como na recuperação final dos fluidos a base água. Porém, a recuperação do Fluido
não aquoso (FNA), para reutilização, é uma matéria pouco explorada academicamente,
existindo poucos trabalhos sobre o tema, onde os que existem se baseiam na utilização de
tensoativos e reatores químicos para a recuperação de tais fluidos.
Diante do exposto, este trabalho propõe o estudo de novos meios de recuperação de fluidos
não aquosos, que sejam menos complexos que os já existentes e de fácil utilização no campo.
Também serão realizados testes de reutilização do fluido recuperado, no melhoramento de
parâmetros de FNA contaminados, diminuindo assim os custos da operação e os riscos
ambientais.
A presente Dissertação apresenta o estudo do tratamento de fluidos de perfuração não
aquosos utilizando sistemas microemulsionados. Serão realizados testes nos quais será feita
analise qualitativa do melhor tensoativo a ser utilizado na quebra da emulsão e a influência de
variáveis como salinidade da fase aquosa, proporção microemulsão/FNA, composição da
Capítulo 1 –Introdução 18
Nário Cézar Câmara Alves – Dezembro de 2016 Dissertação de Mestrado – PPGEQ/UFRN
microemulsão, influência da temperatura. E ainda, serão realizados testes de reaproveitamento
do fluido recuperado, e a sua utilização como aditivo em um fluido contaminado, visando
melhorar parâmetros reológicos e da razão água em óleo (A/O).
Capítulo 2 Aspectos Teóricos e Estado
da Arte
Capítulo 2 – Aspectos Teóricos e Estado da Arte 20
Nário Cézar Câmara Alves – Janeiro de 2017 Dissertação de Mestrado – PPGEQ/UFRN
2 Aspectos Teóricos e Estado da Arte
2.1 Introdução
A cada dia o estudo e otimização de custos dentro do ramo de Exploração & Produção
(E&P) se torna cada vez mais importante. Com subsequentes quedas no preço do barril de
petróleo, o custo da exploração tende a ser puxado cada vez mais para baixo visando a
viabilidade econômica dos projetos.
Um dos sistemas, em projetos de perfuração, que tem um dos maiores valores agregados
é o Sistema de Fluidos (SF).
Assim, a busca por uma redução nos gastos dos Sistemas de Fluidos passa
necessariamente pela recuperação de fluidos de perfuração, para seu possível descarte ou
reutilização. Estudos sobre a recuperação de fluidos a base água utilizando polímeros são
amplamente difundidos assim como utilizados em campos de perfuração, porém a recuperação
de fluidos sintéticos para sua reutilização é uma matéria pouco explorada na área, havendo
poucos trabalhos sobre o tema, onde os mesmos se baseiam na utilização de tensoativos para a
recuperação de tais fluidos.
2.2 Aspectos gerais sobre fluidos de perfuração
Fluidos de perfuração são misturas complexas de sólidos líquidos, produtos químicos e,
em casos raros, gases. A mistura destes componentes permite que o fluido se comporte como
uma dispersão coloidal, uma suspensão ou uma emulsão, a depender somente dos componentes
e das suas quantidades e estados físicos (THOMAS 2004).
Os fluidos de perfuração são os únicos componentes que estão em contato direto com o
poço durante a operação de perfuração. O sistema de fluidos é programado de modo que atenda
a todas as características de cada intervalo de formação (LAKE, 2006).
Os fluidos de perfuração têm várias características e finalidades eu estão
intrinsecamente ligadas a sua eficiência: ser estável quimicamente; estabilizar as paredes do
poço, mecânica e quimicamente; facilitar a separação dos sólidos perfurados (cascalhos) na
superfície; manter os sólidos em suspensão quando em repouso; não causar danos às rochas
produtoras; aceitar qualquer tratamento, físico ou químico; ser bombeável; apresentar baixo
grau de corrosão e de abrasão em relação à coluna de perfuração e demais equipamentos do
sistema de circulação; não prejudicar as informações geológicas; possuir baixa toxicidade e alta
biodegradabilidade; apresentar custo compatível com a operação.
Capítulo 2 – Aspectos Teóricos e Estado da Arte 21
Nário Cézar Câmara Alves – Janeiro de 2017 Dissertação de Mestrado – PPGEQ/UFRN
Os fluidos de perfuração podem ser classificados de acordo com os seus componentes dispersos
e dispersantes, além dos aditivos químicos empregados em sua composição.
Segundo Santos (2011), os fluidos de perfuração podem ser subdivididos de acordo com
a sua fase contínua, assim podem ser classificados em: fluidos a base água, fluidos não aquosos
e fluidos a base ar. Dentre os fluidos não aquosos, também existem dois tipos (como pode ser
observado na Figura 2.1), os fluidos de emulsão direta e de emulsão inversa, sendo o fluido de
emulsão inversa o mais utilizado.
Os fluidos não aquosos (FNAs) de emulsão propriamente dita (emulsão direta) são os
fluidos onde o teor de água deve ser menor que 10%, e os FNAs de emulsão inversa são os
fluidos onde o teor de água deve estar no range de 10%-45%. Estes fluidos têm como principais
características o grau de inibição elevado em relação às rochas ativas/reativas, a proteção contra
corrosão, a resistência térmica, o alto grau de lubricidade, o amplo intervalo para variação de
densidade, a baixa solubilidade de sais inorgânicos, entre outros, tornando-o, acima de tudo,
um fluido muito estável (SANTOS 2011).
2.2.1 Propriedades dos fluidos de perfuração
O controle das propriedades do fluido dentro da margem estabelecida previamente no
programa de fluidos fará com que as funções a serem exercidas por este fluido não sofram
nenhum tipo de alteração. Estas propriedades podem ser divididas em propriedades físicas e
químicas, onde as propriedades físicas mais importantes, que são medidas em qualquer tipo de
fluido, são: a densidade, os parâmetros reológicos, forças géis, parâmetros de filtração e teor de
sólidos. No caso de análise de FNA a estabilidade elétrica e a Razão de água em óleo (RAO)
também são medidas. As propriedades químicas a serem medidas dependem diretamente do
tipo de fluido que está sendo trabalhado. No caso de FNA as principais propriedades são a
alcalinidade (Pm) e salinidade.
Fluidos não aquosos (FNA’s)
Emulsão
direta
Emulsão
inversa
Figura 2-1– Esquema de classificação dos fluidos de perfuração à base de orgânicos
Capítulo 2 – Aspectos Teóricos e Estado da Arte 22
Nário Cézar Câmara Alves – Janeiro de 2017 Dissertação de Mestrado – PPGEQ/UFRN
2.2.1.1 Densidade
A densidade é a propriedade do fluido de perfuração que atua diretamente na
estabilidade mecânica do poço. Esta densidade deve ser programada de modo que a pressão
hidrostática exercida pelo fluido fique no centro da janela operacional do poço, ou seja, deve
ser superior à pressão de poros, impedindo influxos indesejáveis da formação em direção ao
poço, e inferior à pressão de fratura, pressão máxima que a formação suporta antes de fraturar
ocasionando perda de circulação e seus consequentes danos à operação. Fisicamente, a
densidade é a massa de fluido por unidade de volume, onde é usualmente expressa em libras
por galão (lb/gal ou ppg) (GONÇALVES 2013).
Durante as operações em campo a medição desta propriedade é feita com alta
frequência, podendo chegar a serem realizadas medições a cada 15 minutos (em situações
críticas), ou então sua medição é feita de hora em hora (modo mais usual).
Os materiais doadores de peso são normalmente materiais inertes (que não reagem
quimicamente com o fluido) que tenham sua densidade superior à água. Usualmente os
materiais utilizados são a barita e calcita.
2.2.1.2 Parâmetros reológicos e força gel
O comportamento mecânico de um fluido é regido pelo modelo reológico que este fluido
segue. OS FNAs são fluidos não newtonianos, pois os mesmos devem apresentar propriedades
tixotrópicas, características de fluidos do modelo Binghamiano, como limite de escoamento e
viscosidade plástica e aparente. Estes parâmetros influenciam nas perdas de carga nas
tubulações e na velocidade e eficiência do transporte dos cascalhos de rocha perfurada, do fundo
do poço até a superfície. (THOMAS 2004)
Um controle fino das propriedades reológicas é de vital importância para um bom
andamento da operação, pois o mesmo tem como principal função a remoção dos cascalhos
perfurados. Assim caso esteja-se com parâmetros reológicos deficientes a perfuração será
diretamente atingida, já que devido a deficiência na remoção destes cascalhos influencia na taxa
de penetração e, em casos mais extremos, na obstrução da coluna. Além disso, caso se esteja
utilizando motores de fundos, um fluido com parâmetros reológicos muito altos ocasiona uma
perda de carga muito grande e uma pressão de bombeio excessivamente alta, interferindo,
assim, na operação.
Os parâmetros reológicos que são medidos são a viscosidade plástica (VP), limite de
escoamento (LE), força gel (Gf – Gi) e leituras 3 e 6 rpm em testes utilizando viscosímetros
rotacionais com cilindros coaxiais do tipo Couette. Estes graus de deformação à baixa taxa de
Capítulo 2 – Aspectos Teóricos e Estado da Arte 23
Nário Cézar Câmara Alves – Janeiro de 2017 Dissertação de Mestrado – PPGEQ/UFRN
cisalhamento nos dão a noção do nível de eficiência do carreamento de sólidos
(SANTOS,2011).
A viscosidade plástica é a parte da resistência ao fluxo gerada pela fricção mecânica
originada em função da concentração, do tamanho e da forma dos sólidos e pela viscosidade da
fase fluida (AMOCO, 1994).
O limite de escoamento pode ser definido como a tensão mínima necessária para colocar
o fluido em fluxo. Esta tensão mínima se deve a força de interação entre as partículas dispersas
no fluido (MELO, 2013). O limite de escoamento fornece um indicativo das características
pseudoplásticas do fluido e da capacidade de carreamento e suspensão de sólidos do fluido.
Outras medidas reológicas apresentam indicações melhores das características
pseudoplásticas e de viscosidade a baixas taxas de cisalhamento do que o limite de escoamento,
por exemplo: o limite de escoamento a baixas taxas (feitas de 3-6rpm).
A força gel é um parâmetro reológico que indica o grau de gelificação devido à interação
elétrica entre as partículas dispersas. Alguns fluidos de perfuração são tixotrópicos, isto é,
adquirem um estado semirrígido quando estão em repouso e voltam a adquirir um estado de
fluidez quando estão novamente em movimento.
2.2.1.3 Parâmetros de filtração
Durante a perfuração de um poço de petróleo em condição balanceada (pressão no
interior do poço superior à pressão de poros da rocha), há a promoção da formação de uma
cama de partículas sólidas e úmidas sobre a parede do poço. O processo de invasão da fase
líquida do fluido, seguida do depósito de reboco sobre as paredes do poço, é conhecido por
filtração. O volume do filtrado e a espessura do reboco são os dois parâmetros medidos
rotineiramente para definir o comportamento do fluido no tocante a filtração (LOMBA, 2010).
Embora o filtrado de um fluido de emulsão inversa, constituído apenas de óleo (no caso
de um fluido convencional bem monitorado), não cause problemas de poços associados à
hidratação de argilominerais, se faz necessário o controle da taxa de filtração, principalmente
para minimizar os riscos de prisão por diferencial de pressão (SANTOS 2011).
2.2.1.4 Teor de sólidos
A presença de sólidos em fluidos de perfuração pode se dar por diversas causas, desde
a adição de produtos químicos e adensantes até a incorporação de sólidos perfurados. A
incorporação destes sólidos perfurados afeta várias propriedades do fluido de perfuração,
principalmente o peso e os parâmetros reológicos, além de prejudicar a operação aumentando
a probabilidade de ocorrência de problemas como desgaste de equipamentos, fratura de
formações, prisão de coluna e redução da taxa de penetração.
Capítulo 2 – Aspectos Teóricos e Estado da Arte 24
Nário Cézar Câmara Alves – Janeiro de 2017 Dissertação de Mestrado – PPGEQ/UFRN
Os sólidos presentes nos fluidos são subdivididos em dois grupos: HGS (High gravity
solids), que englobam os sólidos adensantes (barita, calcita) e o LGS (Low gravity solids), que
englobam os sólidos perfurados e argilas (SANTOS, 2011).
A diminuição do teor de sólidos no fluido é obtida através de dois tipos de tratamentos:
o preventivo e o corretivo. O tratamento preventivo se baseia na inibição deste fluido. Esta
inibição pode ser tanto química como física. Já o tratamento corretivo se baseia na utilização
de equipamentos extratores de sólidos (como peneiras, mud cleaners, hidrociclones,
desareadores, centrífugas ou então a diluição do fluido). (THOMAS, 2004)
2.2.1.5 Razão de água em óleo e estabilidade elétrica.
A razão A/O relaciona as proporções das fases organofílica e aquosa do fluido,
desprezando o conteúdo de sólidos. Geralmente fluidos com altos pesos requerem altas razões
água/óleo.
Dentre os fatores que estão relacionados diretamente com a RAO, pode-se destacar: o
custo da base orgânica (óleos e bases sintéticas são caras, menores razões óleo/água reduzem o
preço final do fluido), o controle de filtrado (a água emulsionada atua como sólido), a reologia
(pois a água emulsionada em uma emulsão inversa atua como se fosse sólido, logo, aumenta-
se a viscosidade plástica quando a razão água/óleo aumenta); o peso do fluido (o material
adensante de um fluido de emulsão inversa deve ser molhável pela base orgânica utilizada) e a
temperatura (a estabilidade da emulsão diminui com a temperatura, portanto para poços de alta
temperatura, se torna necessário trabalhar com altas razões óleo/água).
A estabilidade elétrica de uma emulsão é um indicativo de quão fortemente a água está
emulsionada numa base orgânica. Altos valores indicam uma emulsão mais forte e, portanto,
um fluido mais estável. Óleos e bases sintéticas não conduzem eletricidade (BRITO, 2013).
Alguns dos fatores que influenciam mais fortemente na estabilidade elétrica são: o
percentual de água, os sólidos molhados por água, a energia da emulsão, a temperatura, a
concentração de sal, a saturação e o tipo de adensante.
2.2.1.6 Alcalinidade
A Alcalinidade do fluido à fenolftaleína (Pm) de um fluido de emulsão inversa é a
medida do excesso de cal no fluido. Os fluidos convencionais utilizam um emulsionante
primário e óxido ou hidróxido de cálcio para formar um sabão. Atualmente o emulsionante
contém aminas e amidas de ácidos graxos, que não dependem da cal para adquirir o efeito
tensoativo, sendo, portanto, praticamente inútil manter o Pm em valores altos. A maioria das
bases orgânicas utilizadas tem grande resistência à presença de agentes alcalinos. Exceção são
os sistemas a base éster (SOARES, 2008).
Capítulo 2 – Aspectos Teóricos e Estado da Arte 25
Nário Cézar Câmara Alves – Janeiro de 2017 Dissertação de Mestrado – PPGEQ/UFRN
2.2.1.7 Salinidade
Nos fluidos a base óleo o componente capaz de interagir quimicamente com as
formações ativas de subsuperfície é a fase aquosa emulsionada. A fase aquosa é um fator a ser
considerado na caracterização da capacidade inibitiva dos fluidos a base óleo. Os eletrólitos
mais usados para reduzir a atividade química da fase aquosa são o cloreto de sódio (NaCl) e o
cloreto de cálcio (CaCl2) (GONÇALVES, 2013).
2.2.2 Aditivos utilizados no fluido de perfuração
A composição de cada sistema de fluido à base de óleo varia em função dos produtos
químicos empregados, da razão óleo/água, densidade e atividade química da fase aquosa do
fluido (THOMAS, 2004). A concentração de cada produto químico dependerá do tipo e da
natureza das formações geológicas a serem perfuradas, bem como de condições operacionais
como temperatura e pressão.
2.2.2.1 Base orgânica
No início da utilização de FNAs, a base orgânica utilizada era o óleo diesel ou óleos
minerais. Por serem altamente agressivos tanto ao meio ambiente como também aos
funcionários que manuseavam o produto, foi introduzido no mercado novas bases orgânicas
que possuem toxicidade menor. Assim, de acordo com Gonçalves (2013) os FNAs são divididos
em três grupos de acordo com seu grau de toxicidade:
Grupo I (de elevado conteúdo aromático): esses fluidos formam os primeiros FNAs a
serem usados, e incluem os fluidos baseados no óleo diesel e nos óleos minerais
convencionais ou quaisquer componentes refinados do petróleo bruto. Os FNAs do
Grupo I são definidos como possuindo níveis de PAH (hidrocarbonetos aromáticos
policíclicos) superiores a 0,35%.
Grupo II (de conteúdo aromático médio): estes fluidos foram desenvolvidos como um
segundo passo na abordagem das questões relativas à toxicidade potencial de fluidos a
base óleo diesel. Os FNAs do Grupo II têm conteúdo de hidrocarbonetos aromáticos
policíclicos (PAH) entre 0,001% e 0,35%.
Grupo III (de conteúdo aromático baixo ou desprezível): estes fluidos são
caracterizados por conteúdos de PAH inferiores a 0,001%. O Grupo III inclui os fluidos
a base sintética que são produzidos por reações químicas de compostos relativamente
puros, e podem incluir hidrocarbonetos sintéticos (olefinas e parafinas, ésteres, éteres e
acetais).
Capítulo 2 – Aspectos Teóricos e Estado da Arte 26
Nário Cézar Câmara Alves – Janeiro de 2017 Dissertação de Mestrado – PPGEQ/UFRN
2.2.2.2 Água doce ou salmoura
A água doce ou salmoura constitui a fase dispersa na emulsão de fluidos a base óleo
(Fluidos não-aquosos). Normalmente na formulação do fluido é utilizada salmoura devido a
inibição de possíveis reações da fase dispersa com rochas reativas da formação. Existem dois
tipos de salmoura largamente utilizadas, a salmoura de NaCl e a salmoura de CaCl2, sendo que
o custo da salmoura de NaCl é normalmente a décima parte da salmoura de CaCl2 (SOARES,
2008)
Argilas contidas nas formações produtoras e folhelhos hidratáveis são ávidos por
absorver água. Existe a possibilidade da água proveniente da emulsão migrar para as argilas da
formação, se a inibição da fase aquosa do fluido não estiver dentro dos parâmetros estipulados.
2.2.2.3 Cal hidratada
A cal tem três funções primordiais nos FNAs. A primeira delas é a reação com os ácidos graxos,
pelo processo de saponificação, para que possa ser gerado o sabão graxo. A sua segunda função
é manter o pH do fluido alcalino, minimizando assim a corrosão de equipamentos de superfície
ou subsuperfície. A terceira função da cal hidratada seria o combate a algum tipo de
contaminação por gases ácidos (GONÇALVES, 2013)
2.2.2.4 Redutores de filtrado
Emulsões, de um modo geral, têm como característica uma boa capacidade de reter a
fase dispersante, isto é, apresentam um baixo valor de filtrado. Assim, o líquido invasor na
formação normalmente é a fase orgânica, não causando grandes problemas. Porém, o controle
deste filtrado deve ser realizado visando evitar um influxo excessivo de fluido para a formação,
que pode ocasionar prisão de coluna (SANTOS, 2011).
Caso seja observada a presença de água no filtrado em análises de filtrado HPHT (alta
pressão e alta temperatura), o procedimento correto é a adição de cal e emulsificantes, para
aumentar a estabilidade elétrica da emulsão, impedindo, assim, o influxo de água para dentro
da formação.
2.2.2.5 Viscosificantes
Inicialmente, um dos grandes problemas que os fluidos não aquosos enfrentavam estava
relacionado a ausência de propriedades reológicas necessárias para o carreamento dos sólidos
perfurados como, também, da suspensão dos sólidos adensantes. Para que esse problema fosse
sanado, iniciou-se a utilização de sólidos coloidais. Os sólidos coloidais utilizados são argilas
organifílicas (normalmente bentonitas ativadas) (SOARES, 2008).
Capítulo 2 – Aspectos Teóricos e Estado da Arte 27
Nário Cézar Câmara Alves – Janeiro de 2017 Dissertação de Mestrado – PPGEQ/UFRN
2.2.2.6 Modificador reológico
Os modificadores reológicos se diferenciam das argilas organofílicas por atuarem mais
especificamente nas viscosidades a baixas taxas de cisalhamento, possibilitando a sustentação
de sólidos e carreamento de cascalhos, sem alterar significativamente as perdas de cargas do
sistema.
Os modificadores reológicos são, usualmente, ácidos graxos polimerizados, que, para
serem eficiente, necessitam da presença da argila organofílica no sistema. (GONÇALVES,
2013).
2.2.2.7 Agentes molhantes
Ao ser exposta a dois líquidos simultaneamente, a superfície de um sólido será molhada,
preferencialmente, por um dos líquidos. Os aditivos sólidos, usados como densificantes, são de
origem mineral, portanto são molháveis por água. Quando adicionados em emulsões água/óleo
estes sólidos tendem a ser molhados pela água, aglomerando-se, e formando partículas pesadas.
Devido a essa ocorrência a utilização de agentes molhantes se mostra necessária. Estes
agentes invertem a molhabilidade, tornando-os preferencialmente molháveis por óleo (ou base
orgânica). Normalmente estes agentes molhantes são tensoativos específicos (SANTOS, 2011).
2.2.2.8 Adensantes
Annis e Smith (1996) descrevem a barita como um mineral de ocorrência natural, que é
triturado de acordo com as especificações do Instituto Americano de Petróleo (API). É
predominantemente composto de sulfato de bário, mas contém algumas impurezas. As
impurezas variam dependendo da fonte do minério, porém, estes são materiais
predominantemente inertes, como o quartzo. O sulfato de bário puro é branco, mas as impurezas
fazem com que a barita seja cinzenta ou cor-de-rosa. Entretanto, a cor não é indicativa de pureza
ou da qualidade da barita.
2.3 Tensoativos
Tensoativo pode ser definido como uma molécula que possui em sua estrutura um grupo
apolar, que tem afinidade por óleo, chamado de lipofílico ou hidrofóbico, ligado a um grupo
polar, que tem afinidade por água, chamado hidrofílico. Assim uma das formas de classificar
os tensoativos se dá de acordo com a carga de seu grupo polar, como também em relação ao
tipo de grupo apolar.
A classificação em relação ao grupo polar é dividida em aniônicos, catiônicos, não
iônicos, anfóteros e zwitteriônicos. Segundo Schmitt (2001) as especificações de cada
subgrupo, em relação ao grupo polar, de tensoativo é:
Capítulo 2 – Aspectos Teóricos e Estado da Arte 28
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Tensoativos aniônicos: tensoativos aniônicos correspondem a cerca de 50% do uso de
total de tensoativos na Europa e 60% nos EUA. São sensíveis à água dura. São mais
eficazes que os demais tensoativos na remoção de partículas sólidas.
Tensoativos catiônicos: são normalmente utilizados em amaciantes de tecidos,
inibidores de corrosão e agentes antimicrobianos. Não são utilizados em detergentes de
uso geral, pois tem baixa eficiência de limpeza a pH neutro. Sua absorção em têxteis é
muito rápida, tornando-os adequados para banhos industriais, especialmente com
corante aniônicos.
Tensoativos não iônicos: São responsáveis por cerca de 40% do mercado mundial de
tensoativos. São, geralmente, mais tolerantes à água dura do que os demais. São mais
eficazes na remoção de sujeiras oleosas em tecidos sintéticos que os demais. A maioria
dos tensoativos não iônicos são considerados produtos de baixa formação de espuma e
tem boa solubilidade em agua fria. Também, em geral, tem uma baixa concentração
micelar crítica, tornando-os mais eficazes a baixas concentrações.
Tensoativos anfótericos/zwitteriônicos: atuam tanto como tensoativos catônicos como
aniônicos, dependendo do pH do sistema, pois têm em sua molécula tanto funções
catiônicas como aniônicas. Este agente representa apenas 3% do mercado global, devido
ao seu alto custo. São menos agressivos que os demais, logo são utilizados largamente
em produtos de cuidados pessoais. A distinção entre anfotérico e zwitteriônico é em
relação a presença dos grupos amina secundária ou terciária (presente no anfotéricos) e
amina quaternária (zwitteriônico). O primeiro só tem propriedades catiônicas quando
protonado e a pH baixo, enquanto as aminas quaternárias têm propriedades catiônicas,
mesmo sob condições alcalinas.
Em relação ao grupo apolar os grupos hidrofóbicos mais comuns utilizados em
tensoativos são oriundos de cadeias carbônicas, que variam normalmente, de 8 a 20 átomos
de carbono, que têm como principais origens as fontes naturais (óleo de coco, lanolina) e
derivados do petróleo (DALTIN 2012). Estes grupos apolares podem ser subdivididos em:
ácidos graxos naturais (sabões), parafinas, olefinas, alquilbenzenos, alcoóis, alquilfenóis,
polipropilenoglicóis e outros grupos como fluorocarbonos e silicones.
2.3.1 Propriedades dos tensoativos.
Uma das principais características dos tensoativos é a formação de sistemas
organizados, também conhecidos como sistemas micelares. Estas micelas são definidas como
agregados moleculares, possuindo estruturas hidrofílicas (polares) e hidrofóbicas (apolares),
que se associam espontaneamente em solução, a partir de certa concentração mínima,
Capítulo 2 – Aspectos Teóricos e Estado da Arte 29
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denominada Concentração micelar rítica (C.M.C.) formando estruturas com dimensões
coloidais.
2.3.1.1 Concentração micelar crítica
A concentração micelar crítica (C.M.C.) é a característica físico-química mais
importante a ser estudada em tensoativos, pois a mesma demarca o ponto onde ocorre o
processo de micelização, ou seja, o tensoativo a partir desta concentração começa a interagir
como um sistema coloidal e não como um monômero, sendo assim importante para se definir
as possíveis aplicações de cada tensoativo.
A C.M.C. também é caracterizada como sendo a concentração onde, a partir do qual, a
tensão interfacial entre água e óleo se mantém constante, ou seja, é o ponto onde a esta interface
já está completamente ocupada por moléculas de tensoativos, e a adição de mais tensoativos no
sistema leva a formação de arranjos estruturais (micelas coloidais) capazes de minimizar a
repulsão entre o meio oleoso/orgânico e a porção hidrofílica da molécula. (NETZ & ORTEGA
2002)
A C.M.C. pode ser medida pela avaliação de algumas propriedades físico-químicas que
se alteram pela organização das moléculas e a formação das micelas.Três fatores influenciam
fortemente a C.M.C.: a natureza do tensoativo, a temperatura e a força iônica. Alterações na
parte hidrofóbica acarretam variações mais acentuadas no valor da C.M.C. em comparação com
as variações da parte hidrofílica, tanto para tensoativos iônicos como para tensoativos não
iônicos.
2.4 Emulsão
Emulsão é a mistura de dois líquidos imiscíveis, sendo um deles disperso no outro em
forma de gotículas, mantendo-se a estabilidade através da ação de agentes emulsificantes
(PETROBRAS, 2007)
A fase dispersa pode ser conhecida também como fase interna, e a fase contínua como
fase externa. A fase dispersa pode ser constituída de tamanho de gotículas de tamanho na faixa
de micrometros. Em geral, as emulsões são constituídas de dois líquidos, onde um deles é uma
fase aquosa e o outro um hidrocarboneto ou um óleo.
Segundo Daltin (2012), na preparação de emulsões alguns fatores são preponderantes
para os resultados obtidos, e estas variáveis são divididas em três grupos.
Variáveis de formulação: tanto a natureza das fases, dispersa e dispersante, e do agente
emulsificante, assim como também a temperatura são primordiais. Características como
Capítulo 2 – Aspectos Teóricos e Estado da Arte 30
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solubilidade, compatibilidade, ponto de inversão de fases, devem ser estudadas
previamente para uma melhor modelagem e determinação do tensoativo a ser utilizado.
Variáveis de composição: a proporção de água/óleo, assim como a concentração do
emulsificante, pode acarretar efeitos que levem à inversão forçada de uma emulsão,
devido ao excesso da fase interna.
Fatores mecânicos e de fluxo: O tipo de equipamento utilizado na formulação e
emulsificação, a intensidade de agitação e o procedimento influenciam nas propriedades
da emulsão, Fatores como a intensidade de agitação, por exemplo, influenciam no
tamanho das gotículas da fase dispersa, que influenciam na estabilidade da emulsão.
2.4.1 Fatores de estabilização de emulsões
Por serem sistemas termodinamicamente instáveis, as emulsões não se formam
espontaneamente, sendo necessária energia externa para que ocorra sua formação, tal como
agitação, utilização de homogeneizadores entre outros. Para que esta emulsão mantenha um
alto grau de dispersão é necessária a utilização de barreiras à agregação e consequente separação
de fases. (MIRHOSSEIN et al. 2007)
A estabilidade de uma emulsão é governada pela magnitude relativa das forças atrativas
de Van der Waals e das interações repulsivas (eletrostáticas, estéricas e camada de hidratação)
entre as gotículas. Emulsões de óleo em água podem ser estabilizadas, por exemplo, por
repulsão eletrostática entre as gotículas de óleo de mesma carga, com a utilização de
emulsificantes iônicos. (MIRHOSSEIN et al. 2008)
Emulsificante é uma substância tensoativa que se adsorve na superfície das gotículas
formando uma barreira que impede que estas mesmas gotas se agreguem e coalesçam.
(STAUFFER, 1999).
Segundo Manning e Thompson (1995) os principais fatores físicos que afetam a
estabilidade de uma emulsão são:
Filme interfacial: um filme interfacial rígido dificulta o contato entre as gotículas da
fase dispersa e sua posterior coalescência. A presença de tensoativos auxilia na rigidez
deste filme auxiliando assim na estabilidade.
Viscosidade da fase contínua: caso a fase contínua apresente uma alta viscosidade, a
mobilidade das gotículas é afetada, diminuindo assim a taxa de colisão entre a fase
dispersa e assim inibindo a coalescência e posterior quebra de emulsão.
Temperatura: o aumento da temperatura faz com que a viscosidade da fase contínua
diminua, e como dito no item anterior auxilia na coalescência da fase dispersa. O
Capítulo 2 – Aspectos Teóricos e Estado da Arte 31
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aumento da temperatura também afeta a solubilidade dos tensoativos, reduzindo assim
a rigidez do filme interfacial.
Tamanho das gotas da fase dispersa: Segundo o amadurecimento de Ostwald, gotas
maiores é resultado de coalescência de gotas menores. Assim, quanto maior as gotas,
maior a possibilidade de coalescência das mesmas. Portanto, emulsões que possuem
distribuição de gotículas menores apresentam estabilidade melhor do que emulsões com
gotículas maiores.
Mirhossein (2007) elenca, além dos fatores supracitados, os seguintes fatores:
Volume da fase dispersa: densidade populacional e o volume presente na fase dispersa
têm efeitos na estabilidade da emulsão, haja vista que com o aumento desta população,
aumenta-se a probabilidade de colisão e coalescência entre elas.
Presença de aditivos: dependendo da natureza e da quantidade do emulsificante, mais
estável será a emulsão, pois maiores quantidades desse emulsificante se depositarão na
superfície das gotículas da fase dispersa, mais eficaz será o seu papel de impedir a
agregação e mais estável será a emulsão.
Presença de sólidos: a presença de sólidos finos na interface também torna mais rígido
o filme interfacial e, portanto, dificulta seu rompimento e, por consequência, a
coalescência das gotas.
Carga das gotículas: a repulsão entre as partículas diminui os choques evitando a
floculação. Quando agentes emulsificantes iônicos são usados, a repulsão da dupla
camada elétrica pode prevenir que as gotas coalesçam, uma vez que elas se repelem
através da repulsão eletrostática.
2.4.2 Mecanismos de quebra de emulsão
A quebra da emulsão, ou desemulsificação, ocorre devido à desestabilização das
emulsões de água em óleo, provocada pela coalescência das gotículas de água presentes na fase
dispersa. Esta coalescência ocorre devido à remoção ou desestabilização do filme interfacial
que acarreta a fusão destas gotículas em gotas maiores. Uma vez que esta fusão se inicia, as
gotículas vão aumentando de tamanho até que se atinja uma dimensão onde elas coalescem e
ocorre a sedimentação destas gotículas, pela ação da força gravitacional. (SHRAMM 1992).
Durante o processo de desemulsificação os principais fenômenos observados são os
processos de floculação, sedimentação e coalescência. Sendo os dois primeiros caracterizados
pelo agrupamento das gotículas sem a perda de sua identidade. No entanto, para que ocorra o
Capítulo 2 – Aspectos Teóricos e Estado da Arte 32
Nário Cézar Câmara Alves – Janeiro de 2017 Dissertação de Mestrado – PPGEQ/UFRN
fenômeno de coalescência o filme interfacial deve ser rompido. Estes fenômenos podem ocorrer
simultaneamente ou sequencialmente, como mostra a Figura 2.2.
Figura 2-2. Esquema dos fenômenos envolvidos na separação O/A
Fonte: NIEVES 1987
A sedimentação ocorre devido à diferença de densidade entre as fases contínua e
dispersa. Estes fenômenos foram estudados por Stokes, que deduziu uma fórmula que permite
calcular a velocidade de sedimentação de uma gotícula esférica, em uma fase contínua. Esta lei
foi deduzida para uma única esfera em uma fase contínua. Em uma emulsão várias gotículas
interagem entre si, o que altera drasticamente os resultados obtidos, porém a avaliação do
comportamento continua válida (DALTIN, 2012). A equação que representa a Lei de Stokes
foi:
𝑉 = 2𝑅2.𝑔.∆𝑝
9ƞ (Equação 2.1)
Onde R, é o raio da gotícula, supostamente esférica e rígida, g, é a aceleração da
gravidade, ∆p, é a diferença entre as densidades e ƞ é a viscosidade da fase contínua. Assim,
através desta equação pode-se definir um comportamento teórico da gotícula, concluindo-se
que a velocidade de sedimentação é proporcional ao quadrado do raio da gotícula, logo
gotículas menores têm uma velocidade de sedimentação menor, gerando emulsões mais
estáveis.
Capítulo 2 – Aspectos Teóricos e Estado da Arte 33
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Conclui-se, também, que a velocidade de sedimentação é diretamente proporcional a
diferença de densidades, ou seja, quanto maior a diferença de densidades mais instável a
emulsão, e inversamente proporcional à viscosidade da fase contínua. Convencionalmente, o
mecanismo de estabilização de emulsões é regido pelo efeito de Marangoni-Gibbs. Assim,
quando duas gotículas se aproximam há a deformação da interface e um fino filme intersticial
é mantido entre as gotas (Figura 2.3). Por capilaridade, o filme tende a ser drenado e alguns
tensoativos são dessorvidos da interface. Essa perda de tensoativos cria um gradiente de tensão,
e um fluxo reverso surge imediatamente para que a concentração dos tensoativos seja
novamente restabelecida na interface. Assim, o afinamento deste filme é freado, e a drenagem
do filme não ocorre, mantendo a estabilidade do sistema e evitando a coalescência das gotas
(KIMBLER, REED & SILBERBERG 1966). Assim, para que ocorra a coalescência este efeito
deve ser suprimido.
Segundo Bardwaj e Hartland(1993 e 1994), quando duas gotículas de água, em uma
emulsão, se aproximam e o filme intersticial começa a ser drenado (seguindo o princípio de
Marangoni-Gibbs), as moléculas de desemulsificante competem com as moléculas de
tensoativo pela dessorção na interface. Como o desemulsificante reduz a tensão interfacial o
filme entre as duas gotas começa a ser drenado, até que este se torne suficientemente fino para
que ocorra a coalescência.
Figura 2-3.Efeito Marangoni-Gibbs na estabilização de emulsões
Fonte:Ramalho, 2009
Entre as propriedades procuradas nos desemulsificantes, às principais são a velocidade
de adsorção na interface água-óleo, a capacidade de deslocamento de emulsificantes que
estabilizam as emulsões e a formação de películas frágeis que auxiliem na coalescência das
gotículas (BRASIL 1987).
2.5 Microemulsões
Os estudos com microemulsões teve início com Hoar e Schulman(1943), onde
introduziram a palavra microemulsão para tratar de dispersões de aspecto transparente. Além
de apresentarem a inovação de dispersões transparentes, as microemulsões também
Capítulo 2 – Aspectos Teóricos e Estado da Arte 34
Nário Cézar Câmara Alves – Janeiro de 2017 Dissertação de Mestrado – PPGEQ/UFRN
conseguiram reduzir o tamanho da fase dispersa, com diâmetro girando em torno de 50-400 Å.
(ROSANO et al., 1988)
Microemulsões são sistemas formados pela dispersão de microgotículas de um líquido imiscível
em um meio contínuo, estabilizada pela presença de um tensoativo. No caso de tensoativos
iônicos faz-se necessária a presença de um co-tensoativo. (SANTOS, 2002)
Geralmente, o co-tensoativo é um álcool de cadeia média. O tensoativo primário é
absorvido pela interface óleo/água e determina a curvatura inicial da fase dispersa, onde o co-
tensoativo também interage com esta interface, formando assim, um filme duplo. Uma das
principais funções do co-tensoativo é a responsabilidade pelo equilíbrio termodinâmico do
sistema. (ROSANO et al., 1988)
Na indústria do petróleo a utilização destes sistemas ainda está em desenvolvimento, com
um enfoque principal na recuperação avançada de petróleo, onde procuram diminuir a tensão
interfacial da água em óleo, e assim extraí-lo com mais facilidade.
2.5.1 Classificação de Winsor
Winsor(1948) propôs uma classificação de microemulsões que define vários tipos de
equilíbrios existentes entre a própria microemulsão e as fases aquosas e oleosas. Em função
destes equilíbrios foram definidos 4(quatro) sistemas:
Winsor I (WI): é representado pelo equilíbrio entre a fase microemulsão do tipo
O/A e a fase oleosa em excesso. Por possuir densidade menor que a da
microemulsão, a fase óleo se posiciona acima da microemulsão.
Winsor II (WII): que representa o equilíbrio entre a fase microemulsão do tipo A/O
e uma fase aquosa em excesso. Devido a microemulsão ser uma mistura de
água/óleo/tensoativo e co-tensoativo, sua densidade é menor que a da fase aquosa,
por isto a mesma se posiciona na parte superior do equilíbrio.
Winsor III (WIII): é definido quando coexistem as três fases em equilíbrio: óleo,
microemulsão e aquosa; onde o óleo é a fase superior, a microemulsão a fase
intermediária e a fase aquosa a fase inferior.
Winsor IV (WIV): é um sistema em que apenas existe a fase microemulsão, isto é,
um sistema monofásico. A Figura 2.4 mostra os quatro tipos de sistemas de
WINSOR.
Capítulo 2 – Aspectos Teóricos e Estado da Arte 35
Nário Cézar Câmara Alves – Janeiro de 2017 Dissertação de Mestrado – PPGEQ/UFRN
Figura 2-4. Classificação de Winsor
Fonte: Araújo, 2004
2.5.1.1 Diagramas de fase
A representação de sistemas de microemulsão se dá através de diagramas de fases, nos
quais a concentração de óleo, água, tensoativo e co-tensoativo é representada.
2.5.1.2 Diagramas ternários
A representação de sistemas de microemulsão de três componentes se dá através de um
triângulo 35qüilátero, onde cada vértice representa um constituinte puro. Estes constituintes
são: óleo, água (ou solução salina) e tensoativo.
Estes tipos de diagramas são utilizados geralmente para microemulsões de tensoativos
não-iônicos, pois não necessitam de um co-tensoativo.
Figura 2-5. Diagrama ternário
Fonte: Araújo, 2004
2.5.2.2 Diagramas quaternários
São utilizados na representação de sistemas com quatro constituintes: água, óleo,
tensoativo e co-tensoativo. A região de microemulsão é visualizada em um tetraedro regular
onde cada vértice representa um componente puro. Devido a sua representação tridimensional
Capítulo 2 – Aspectos Teóricos e Estado da Arte 36
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ser de difícil visualização, geralmente recorre-se a diagramas pseudoternários (ARAÚJO,
2004).
Figura 2-6. Diagrama quaternário
Fonte: Araújo, 2004
2.5.2.3 Diagrama pseudoternário
Esse tipo de diagrama surgiu devido à dificuldade de leitura do diagrama quaternário.
Assim, agrupa-se em um único vértice do triângulo equilátero, dois constituintes e assume-se
que estes formam um pseudo componente puro. Neste trabalho, serão agrupados tensoativo e
co-tensoativo e um único vértice, criando o pseudo componente C/T.
Figura 2-7. Diagrama pseudoternário
Fonte: Araújo, 2004
2.5.2 Parâmetros que influenciam no comportamento das regiões de
microemulsão.
2.5.2.1 Influência do tensoativo
Para a obtenção de sistemas microemulsionados do tipo A/O, utiliza-se tensoativo com
características hidrofóbicas ao passo que para a obtenção de uma microemulsão do tipo O/A
utiliza-se tensoativo mais hidrofílico (DUARTE 2001).
Capítulo 2 – Aspectos Teóricos e Estado da Arte 37
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2.5.2.2 Influência do co-tensoativo
Sabe-se que os co-tensoativos em sua grande maioria são alcoóis e apresentam
características como a redução da tensão interfacial a níveis muito baixos, melhoria na fluidez
do filme interfacial.
Estudos mostram que a estrutura do álcool interfere tanto na forma como no tamanho
da região de microemulsão, e quanto maior for a cadeia do álcool, menor será a região de
microemulsão (VALE 2009).
Pode-se observar que nas análises feitas por VALE (2009) a região de microemulsão
formada pelo n-heptanol é muito pequena e com grandes regiões de solubilização, enquanto o
n-butanol apresenta uma região de conversão de microemulsão bem maior (Figura 2.8).
Figura 2-8. Influência do álcool na região de microemulsão, (a) n-butanol, (b) n-hexanol,
(c) n-heptanol. Sistema SDS (dodecil sulfato de ádio)/água/dodecano/álcool
Fonte: Vale, 2009
2.5.2.3 Influência do óleo
O aumento da cadeia do hidrocarboneto ou a substituição por um grupo aromático
provoca a diminuição da região de microemulsão. Na Figura 2.9, obtida por Santos (1994),
pode-se observar a diferença entre as regiões de microemulsão para três hidrocarbonetos
diferentes: dodecano, tolueno e benzeno.
Capítulo 2 – Aspectos Teóricos e Estado da Arte 38
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Figura 2.9- Influência do hidrocarboneto na região de microemulsão, (a)dodecano,
(b)benzeno, (c)tolueno. Sistema SDS/água/Hidrocarboneto
Fonte: Santos (1994)
2.5.3.4 Influência da razão C/T
A razão C/T representa a proporção entre as massas de co-tensoativo em relação à massa
de tensoativo usada. A influência da razão C/T foi descrita por Santos (2002), Souza (1993) e
Ovejero Escudero(1987).
Segundo Santos (2002) um dos pontos importantes abrangidos por esta proporção, se dá
porque determinados tensoativos são sólidos ou altamente viscosos, assim sendo, é necessária
a utilização de um co-tensoativo para o auxílio na solubilização do mesmo.
Partindo do princípio da influência da natureza do tensoativo, Souza(1993) ressalta que
a formulação de sistemas com tensoativos iônicos exige a presença de um co-tensoativo mais
hidrofóbico, pois os tensoativos iônicos são fortemente hidrofílicos, logo têm dificuldades com
a solubilização na fase oleosa. Assim, uma proporção ótima de C/T define a qualidade da
microemulsão.
2.5.2.3 Influência da temperatura
O aumento da temperatura do sistema de microemulsão acarreta a transição de
WIIWIIIWI. Com este fenômeno é observado o aparecimento (ou aumento) da proporção
da fase óleo no sistema, acarretando também a diminuição, e consequente extinção, do volume
relativo da fase aquosa. Este fenômeno pode ser explicado pelo fato do tensoativo contido no
meio, com o aumento da temperatura, ter a sua capacidade hidrofóbica reduzida e elevando a
sua hidrofilicidade. Isto acarreta uma maior solubilização da água na microemulsão.(BARROS
NETO, 1996)
Capítulo 2 – Aspectos Teóricos e Estado da Arte 39
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2.5.2.4 Influência da Salinidade
Assim como a temperatura e a natureza dos componentes, a salinidade do meio afeta
diretamente a afinidade do tensoativo pela água e pelo óleo. Portanto, o aumento da salinidade
faz com que as forças coulombianas entre as cabeças polares das moléculas do tensoativo com
a água diminuam, reduzindo assim a sua afinidade, ao passo em que a afinidade pelo óleo
aumenta. Assim o aumento da salinidade do sistema WI faz com que o óleo se solubilize na
microemulsão, formando uma fase aquosa (mostrando a transformação para WIII). Caso
continuado o aumento da salinidade será obtido um sistema WII (BARROS NETO, 1996).
2.6 Estado da arte.
Como dito inicialmente, os estudos em torno de fluidos de perfuração se mostram mais
importantes, haja vista que o fluido é o único sistema que se encontra diretamente em contato
com o poço durante as operações de perfuração.
Estudos sobre fluidos de perfuração à base orgânica se mostram de grande necessidade,
pois o passivo ambiental gerado após a sua utilização e o alto custo relacionado a logística do
meio são fundamentais para as empresas e o meio ambiente.
Métodos de recuperação deste fluido, especialmente a quebra da emulsão, para o
reaproveitamento da base orgânica, transformando-o em um ativo operacional, se mostram cada
dia mais importantes. Poucos estudos nesta área foram encontrados, porém estudos sobre
quebra de emulsões de água em óleo cru (petróleo) são conhecidos, e um paralelo pode ser
traçado entre os mesmos.
A seguir será feito um relato dos principais trabalhos da literatura sobre a quebra de
emulsões, tanto em fluidos de perfuração como emulsões de água em óleo cru, utilizando
tensoativos.
2.6.1 Utilização de desemulsificantes na quebra de emulsões
Hilário (2012), realizou um estudo comparativo entre três tipos de desemulsificantes,
pertencentes à classe de poli óxidos de etileno e propileno, que foram aplicados em três
amostras de petróleo de massa específica, BSW e °API diferentes. O ensaio de desemulsificação
seguiu a norma PETROBRAS N-2401. Os desemulsificantes foram diluídos a 1% e 2,5% em
álcool etílico P.A e adicionados em três tubos de teste; no primeiro um desemulsificante
concentrado, no segundo 1ml da solução de 99% álcool etílico P.A+1% desemulsificante e 99
mL de óleo, e no último tubo, 1ml da solução de 97,5% álcool etílico P.A+2,5%
desemulsificante e 99ml de óleo. Este procedimento foi repetido para cada tipo de
desemulsificantes. Os tubos foram emersos em banho maria à 60°C. Depois de uma hora de
Capítulo 2 – Aspectos Teóricos e Estado da Arte 40
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aquecimento os mesmos tubos foram levados a uma centrífuga com rotação de 1500rpm durante
10 minutos. Foi observado que quanto maior a concentração do desemulsificante, maior a
eficiência na separação das fases da emulsão.
Spinelli et al. (2005) testaram o desempenho de desemulsificantes à base de copolímero
de poli(óxido de etileno e óxido de propileno) a partir de uma emulsão sintética de água em
óleo 50%/50%. O desemulsificante foi dissolvido em uma solução de xileno e etanol (1:1) nas
concentrações de 10, 50 e 100 mg/L. Foi observado uma melhor eficiência na concentração de
100 mg/L. Foi adicionado (na mesma concentração e nível de diluição) um floculante (à base
de poliacrilamida catiônica) e uma inibidor de incrustação (à base de poli(acrilato de sódio)),
onde foi observado o efeito sinérgico positivo, que pode ser explicado pelo comportamento das
bases poliméricas dos aditivos.
Ramalho (2009) estudou o efeito de três bases desemulsificantes, do tipo copolímero de
poli(óxido de etileno e óxido de propileno) com estruturas moleculares diferentes (linear,
estrelada e ramificada), na desemulsificação de emulsões água-em-óleo onde dois tipos de fases
oleosas foram utilizadas (três amostras de petróleo de características diferentes e em asfaltenos
extraídos dos três petróleos dispersos em soluções de tolueno e n-heptano em concentrações
diferentes). Não foi encontrada relação entre as estruturas moleculares e o processo de
desemulsificação. Foi demonstrado que o mecanismo de desemulsificação depende do grau de
agregação dos asfaltenos, além do teor dos asfaltenos e da viscosidade do petróleo.
Hernandéz e Vázquez (2002) utilizaram três desemulsificantes comerciais (NF-900,
NF-6 e NF-12). Estes desemulsificantes foram adicionados à emulsão com uma agitação de 300
rpm, a 20°C, por 15 minutos. Esta amostra foi desidratada a 40°C sendo aplicada uma voltagem
de 390V, onde foi demonstrado que a concentração do emulsificante deve ser modelada pois
caso se aumente muito a sua concentração a emulsão será invertida.
Bragança (2009) estudou a interferência de diferentes tipos de desemulsificante nos
parâmetros reológicos numa amostra de petróleo igual para todos os testes. As amostras destes
desemulsificantes foram diluídas em tolueno nas concentrações de 5%, 10%, 25%, 50%, 75%
e 100%. Todos os desemulsificantes afetaram os níveis reológicos das amostras, seja pela
retirada da água, seja pela atuação dos mesmos.
Sad et al. (2006) estudaram a influência de 3 diferentes tipos de solventes (aguarrás,
querosene e tolueno) na diluição de desemulsificantes comerciais (Comtrol BR-90, Demul
DTA e Petroplast) e concluíram que a interação solvente/desemulsificantes afeta o nível de
desemulsificação de emulsões água em óleo cru.
Capítulo 2 – Aspectos Teóricos e Estado da Arte 41
Nário Cézar Câmara Alves – Janeiro de 2017 Dissertação de Mestrado – PPGEQ/UFRN
Brito (2013) estudou a estabilidade de emulsões água em óleo utilizando 6 bases
poliméricas de copolímeros poli (óxido de etileno e óxido de propileno) em quatro emulsões
(duas naturais e duas sintetizadas). Os resultados obtidos demonstraram que as emulsões de
petróleos diferentes se comportam de maneira distinta frente às bases poliméricas com
características e estruturas moleculares diferentes. As emulsões sintetizadas se mostraram mais
instáveis que as naturais, com a melhor eficiência de desemulsificação sendo atingida na
combinação de uma das emulsões sintetizadas e um desemulsificante à base polimérica linear
com caráter lipofílico.
Mat et al. (2006) realizaram um estudo que buscava determinar a concentração de um
grupo de desemulsificantes a serem utilizados no mecanismo de quebra da emulsão água em
óleo, onde alguns destes desemulsificantes eram solúveis em óleo e outros solúveis em água.
Este processo de seleção de desemulsificantes definiu que os emulsificantes solúveis em óleo
mais eficientes são o TOMAC, hexilamina e a dioctilamina e dentre os solúveis em água os
mais eficientes são o metacrilato de metila, acrilato de butila e ácido acrílico. A concentração
ótima dos desemulsificante foi obtida através do software Statistical Analysis Sistem, que
chegou as concentrações de TOMAC, hexilamina, dioctilamina, metacrilato de metila, acrilato
de butila e ácido acrílico de: 48.7 ppm, 0 ppm, 8 ppm, 48.2 ppm, 26.5 ppm e 29.9 ppm,
respectivamente.
David et al (2008) estudaram dois cenários alternativos para a quebra de emulsão:
dissolução dos agregados de asfalteno ou o deslocamento da rede asfalteno pela adsorção de
desemulsificantes nos sítios vazios da interface óleo/água, utilizando a Microscopia de Força
Atômica (AFM) e partículas de sílica (para simular as gotículas de água na ação de
desemulsificantes). Eles confirmaram que a característica anfifílica é o principal fator para a
desestabilização da emulsão.
Abdulkadir (2010) realizou um estudo comparativo entre quatro desemulsificantes
comerciais : V4404(NALCO\EXXON), 92LTM174, PROCHINO EN/82/2 (CECA- Company
of France), DS964 (Petrolite). Estes eram adicionados às amostras de petróleo de campos da
Nigéria, a 50rpm, onde os efeitos da temperatura foram estudados (análises a 40°C e 60°C). O
desemulsificante V4404 da EXXON obteve os melhores resultados à uma temperatura de 60°C
e concentração de 50 ppm.
Chandran, Krishan & Sinnathambi(2014) realizaram um estudo comparativo utilizando
desemulsificantes de várias classes diferentes: poliméricos (Copolímero de bloco EO/PO),
hexilamina e pentilamina(Aminas) e etileno glicol(Álcool). Foi observado que para emulsões
Capítulo 2 – Aspectos Teóricos e Estado da Arte 42
Nário Cézar Câmara Alves – Janeiro de 2017 Dissertação de Mestrado – PPGEQ/UFRN
óleo-em-água, os desemulsificantes solúveis em água são mais eficientes. Já em emulsões água-
em-óleo os desemulsificantes poliméricos são os melhores na quebra da emulsão.
2.6.2 Recuperação de fluido sintético
Na literatura há poucos registros de métodos de recuperação de fluidos sintéticos.
Em 2011, Clark et al., tendo como administradora a Baker Hughes, patentearam um
método de recuperação de fluido à base orgânica que se baseia na utilização de um
desemulsificante próprio (DFE-790 ou DFE-760) para a quebra da emulsão, onde a variação de
concentração do mesmo varia 0,5 a 6% v/v. Eles utilizaram, também, tensoativos próprios
(DFE-755, EXP-206, EXP-219 ou EXP-325), com concentração variando de 0,5 q 5% v/v, para
o auxílio da coalescência das gotículas de água. Foram avaliados parâmetros como vazão (já
que a mistura dos componentes no estudo era realizada numa pipeline), concentração do
desemulsificante e tensoativo. Eles conseguiram realizar a recuperação tanto da fase oleofílica
(RAO 97/3) como também dos sólidos de alta gravidade
Em 1998, Nahmad pantenteou um sistema de tratamento de fluido de perfuração à base
de óleo que se baseia no tratamento desse fluido utilizando reagentes químicos e processos
físicos. Inicialmente, após passar por tratamento em um sistema de tratamento de cascalhos, o
fluido era acondicionado em um reator onde se adicionava um sal inorgânico e um eletrólito.
Perclorato de magnésio ou permanganato de magnésio era adicionado como catalisador, antes
de ser adicionado um peróxido orgânico ou metálico. Uma reação exotérmica causava a
separação de possíveis contaminantes. O resultante da reação era centrifugado onde se separava
o fluido para possível reúso ou para retratamento.
Como pode ser visto, o tratamento de fluidos de perfuração não aquosos é pouco
abordado na literatura, excetuando-se o registro de patentes. Então, decidiu-se realizar o estudo
de um novo modelo de tratamento de fluidos de perfuração não aquosos usando tensoativos e
sistemas microemulsionados.
.
Capítulo 3
Materiais e Métodos
Capítulo 3 - Materiais e Métodos 44
Nário Cézar Câmara Alves – Janeiro de 2017 Dissertação de Mestrado – PPGEQ/UFRN
3 Materiais e Métodos
Neste capítulo apresenta-se os materiais utilizados para a obtenção dos sistemas
microemulsionados, a caracterização do fluido de perfuração e a metodologia experimental
utilizada nos ensaios de quebra e reaproveitamento.
3.1 Materiais
3.1.1 Equipamentos
Agitador magnético sem aquecimento (Gehaka, modelo AA – 1840)
Balança Analítica (Precisa, modelo 240-A)
Centrífuga Multiprocessada (QUIMIS, modelo Q222TM216)
Centrífuga BSW, 100 ml. (FANEM, modelo 280)
Kit retorta óleo e água. (FAN, modelo 10 mL)
Viscosímetro rotativo de cilindros co-axiais. (FAN, modelo 35 A)
Medido de tamanho de partícula e potencial Zeta (ZETA PLUS)
Balança de Fluido (FAN, modelo 140)
Medidor de Estabilidade Elétrica (FAN, modelo EST 23-E)
3.1.2 Reagentes
Fluidos de perfuração provenientes da Sonda SC-95, Petrobras S.A.
UltraNex NP 95, Oxiteno
UltraNex NP 150, Oxiteno
Ultranex NP 200, Oxiteno
Tensoativo aniônico (sabão à base de óleo de coco e óleo vegetal) ,
Cloreto de cálcio P.A.
n-butanol P.A.
Hexano P.A.
Capítulo 3 - Materiais e Métodos 45
Nário Cézar Câmara Alves – Janeiro de 2017 Dissertação de Mestrado – PPGEQ/UFRN
3.2 Métodos
Figura 3-1. Fluxograma com sequência operacional da pesquisa
Caracterização dos fluidos de
perfuração Ensaio qualitativo dos tensoativos
Determinação do sistema
microemulsionado
Obtenção das microemulsões
Ensaio de quebra
Caracterização das fases obtidas
após ensaio de quebra
Ensaio de quebra de
emulsão com
variação na
proporção
fluido/microemulsão
Influência da salinidade
da fase aquosa da
microemulsão na quebra
da emulsão água em óleo
do fluido de perfuração
não aquoso
Influência da
composição da
microemulsão na quebra
da emulsão água em
óleo do fluido de
perfuração não aquoso
Influência da
temperatura na
quebra da emulsão
água em óleo do
fluido de perfuração
não aquoso
Ensaio de reaproveitamento
Capítulo 3 - Materiais e Métodos 46
Nário Cézar Câmara Alves – Janeiro de 2017 Dissertação de Mestrado – PPGEQ/UFRN
3.2.1 Caracterização dos fluidos de perfuração à base orgânica
Foi solicitado junto à Petrobras S.A. amostras de fluidos de perfuração à base orgânica
(não aquosos) advindas do campo, mais especificamente SONDA 95, sendo enviado ao
Laboratório de Tecnologia em Tensoativos (LTT) a amostra de fluido sem tratamento de sólidos
(antes do tratamento no sistema de sólidos da sonda) Esta amostra passou por testes de
caracterização das propriedades, apresentadas na Tabela 3.1.
Tabela 3-1. Propriedades físico-químicas dos fluidos de perfuração não aquosos
PROPRIEDADE VARIÁVEIS DE MEDIÇÃO RESULTADO
Peso - ppg
Reologia 600/300 rpm Ɵ 200/100 rpm Ɵ
6/3 rpm Ɵ Gi Ɵ Gf Ɵ
Viscosidade Plástica (VP) - cP
Limite de escoamento (LE) - lbf/100ft³
RAOS Água % Óleo %
Sólidos %
EE
mV
Fonte: Autor
Os testes foram realizados nas dependências do Instituto de Química (IQ) e do Núcleo
de Ensino e Pesquisa em Petróleo e Gás Natural (NUPEG II). Utilizando uma balança de
fluidos da marca FAN, modelo 140, adicionou-se o fluido no receptáculo até completo
preenchimento e utilizando um sistema de contrapeso foi obtido o peso do fluido em libras
por galão (ppg). Para medição dos parâmetros reológicos utilizou-se um Viscosímetro
rotativo de cilindros co-axiais da marca FAN, modelo 35 A, que fornece uma leitura em
ângulo de deflexão em 6 velocidades de rotação. Com estes resultados pode-se calcular,
através de fórmulas matemáticas, a viscosidade plástica e o limite de escoamento, bem
como predizer o comportamento do fluido a baixas e altas taxas de cisalhamento assim
como o nível de formação de géis. Para a medição da estabilidade elétrica utilizou-se um
Medidor de Estabilidade Elétrica FAN, modelo EST 23-E, onde foi inserido o cátodo de
medição de estabilidade elétrica dentro de um recipiente com o fluido de perfuração e fez-
se a leitura, que é dada em mV. A razão de água em óleo é medida utilizando um Kit retorta
FAN de 10 mL, onde o fluido era inserido numa cubeta e aquecido até uma temperatura que
variava entre 500° e 600°C. As partes sólidas dos fluidos permanecem na cubeta e parte
Capítulo 3 - Materiais e Métodos 47
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líquida é transportada através de um cachimbo de aço inox, onde as fases água e óleo são
coletadas em uma proveta de 10 mL. Os valores obtidos neste teste fornecem os dados para
cálculo da razão de água em óleo
3.2.2 Ensaios qualitativos dos tensotivos
Sendo o principal objetivo deste trabalho, a realização da quebra da emulsão A/O no
fluido de perfuração à base orgânica, foram realizados testes com diversos tipos de tensoativo,
para verificar as suas eficiências, tendo como objetivo a quebra da emulsão e a possível
recuperação de uma das fases do fluido. Foram testados quatro tensoativos diferentes: ULX 95,
ULX150, ULX200 (tensotivos não-iônicos) e TA4 (tensoativo aniônico 4) em proporções de
20% v/v. Dentre os 4 tensoativos analisados têm-se 2 tensoativos em estado líquido (ULX 95 e
ULX 150) e 2 tensoativos em estado sólido (ULX200 e TA4).
Os tensoativos em estado sólido foram dissolvidos em água em uma proporção 50/50.
Para analisar efetivamente a atuação do tensoativo, considerando a concentração de matéria
ativa e não da solução água+tensoativo, foi adicionada uma quantidade suficiente de solução
água+tensoativo para que o valor mássico do tensoativo presente na solução fosse igual ao valor
mássico de tensoativo em todos os outros testes. As amostras ficaram em repouso por duas
horas, e então foram coletados os resultados.
A efetividade dos tensoativos na quebra da emulsão foi medida de acordo com as
condições descritas na Tabela 3.2.
Tabela 3-2. Tensoativos testados e condições dos ensaios qualitativos
Testes Vol. de Fluido
(ml)
Vol de Tensoativo/Solução
(ml)
Vol. Total
(ml)
% Fases
Recuperadas
TULX95 8 2 10 -
TULX150 8 2 10 -
TULX200 8 4 12 -
TA4 8 4 12 -
Fonte: Autor
3.2.3 Obtenção de microemulsões
Na literatura pode-se observar que a utilização de microemulsões de determinados
tensoativos se dá visando um aumento de eficiência na operação, ligada à uma menor
quantidade de tensoativo utilizado. Partindo deste princípio, utilizou-se microemulsões de
ULX95 na quebra de emulsões A/O de fluidos de perfuração à base orgânica. Foram buscados
Capítulo 3 - Materiais e Métodos 48
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na literatura diagramas de fases que tivessem como tensoativo o ULX95, sendo encontrados os
sistemas desenvolvidos por Forte Duarte (2014) e apresentados na Tabela 3.3:
Tabela 3.3- Componentes das microemulsões a serem estudadas
Microemulsão Matéria ativa Fase Aquosa Fase Oleosa
M1 n-Butanol/ULX 95 Água industrial Hexano
M2 n-Butanol/ULX 95 Sol. Salina CaCl2 20ppm Hexano
M3 n-Butanol/ULX 95 Sol. Salina CaCl2 1500ppm Hexano
Fonte: Forte Duarte, 2014
Os sistemas utilizados foram obtidos nos estudos realizados por Forte Duarte (2014).
Estes sistemas foram verificados e seus pontos foram comfirmados. As figuras 3.2, 3.3 e 3.4
apresentam os diagramas com o tensoativo ULX95, variando a fase aquosa entre água pura e
soluções aquosas de CaCl2 com 20 e 1500 ppm.
Figura 3-2. - Diagrama pseudoternário com regiões de Winsor para o sistema água
industrial, n-butanol/RNX95, hexano.
Fonte: Forte Duarte, 2014
Capítulo 3 - Materiais e Métodos 49
Nário Cézar Câmara Alves – Janeiro de 2017 Dissertação de Mestrado – PPGEQ/UFRN
Figura 3-3. Diagrama pseudoternário com regiões de Winsor para o sistema solução
salina de CaCl2 20 ppm, n-butanol/RNX95, hexano
Fonte: Forte Duarte, 2014
Figura 3-4. Diagrama pseudoternário com regiões de Windsor para o sistema solução
salina de CaCl2 1500 ppm, n-butanol/RNX95, hexano
Fonte: Forte Duarte, 2014
Dentro dos diagramas de fases dos três sistemas de microemulsão (M1-água de torneira
fase aquosa, M2-solução salina com 20ppm de CaCl2 e M3-solução salina com 1500 ppm de
CaCl2) foram escolhidos três pontos de Winsor IV (WIV) , comum a todos, para que fosse
possível analisar também a influência da proporção de cada componente (C/T, fase aquosa e
fase óleo).
Capítulo 3 - Materiais e Métodos 50
Nário Cézar Câmara Alves – Janeiro de 2017 Dissertação de Mestrado – PPGEQ/UFRN
Assim, os pontos escolhidos estão apresentados na Tabela 3.4:
Tabela 3.4- Composição das microemulsões (A, B e C) escolhidas para ensaios de quebra
Pontos C/T Fase Aquosa Fase óleo
Α 60% 35% 5%
Β 40% 30% 30%
C 35% 2% 63%
Fonte: Forte Duarte, 2014
Foi utilizado também um sistema onde será utilizada somente a matéria ativa C/T
(ULX95+n-Butanol) em proporções diferentes: 35/65, 50/50 e 65/35.
3.2.4 Ensaios de quebra de emulsão
Os ensaios de quebra de emulsão foram realizados visando o estudo da efetividade da
quebra da emulsão A/O nos fluidos de perfuração base orgânica, e a reutilização de suas
possíveis novas fases. Nestes ensaios foram avaliados parâmetros que possam vir a interferir na
desemulsificação, tais como: salinidade da microemulsão, proporção de componentes na
microemulsão, proporção fluido/micro, temperatura e teor de sólidos.
O fluido e a microemulsão foram adicionados em um béquer utilizando seringas de
plástico. Após a adição foi utilizado bastão de vidro (nos casos dos ensaios sem variação de
temperatura) e hastes de agitação (no caso do ensaio com variação de temperatura) para a
mistura micro+fluido. Após adição e agitação, o sistema ficou em repouso por 30 (trinta)
minutos e foi adicionado em tubos de ensaio graduados de 10 mL e centrifugados a 1900 rpm,
para uma melhor separação das fases. Após a centrifugação, foi coletada fração de cada fase
para estudo de caracterização. Todos os testes realizados e descritos nos subitens a seguir foram
realizados segundo metodologia apresentada, alterando somente as variáveis em estudo, e no
caso do estudo da variação da temperatura, foi utilizado um sistema de agitação em banho
térmico.
3.2.3.1 Caracterização das fases pós quebra
Foram realizados testes iniciais de quebra para a caracterização das fases a serem
estudadas. Inicialmente, testou-se somente o C/T adicionado ao fluido para observar o
comportamento do mesmo pós quebra. Assim, foram realizados testes onde se adicionou C/T
nas proporções de 95%, 90%, 85%, 75%, 70%, 65%, 60%, 55%, 50% e 45%, com o restante
sendo fluido de perfuração, sendo observado o comportamento do sistema com relação às fases
obtidas após a quebra. Após este estudo realizou-se um ensaio onde se adicionou o fluido de
perfuração e a microemulsão M1A contendo água de torneira como fase aquosa e os demais
Capítulo 3 - Materiais e Métodos 51
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constituintes da composição A, numa proporção de 1:1, coletando as fases obtidas após as
quebras. Estas fases foram caracterizadas utilizando ensaios de: densidade, salinidade,
condutividade, pH, retorta, tamanho de partícula, tensão superficial e potencial ZETA (os dois
últimos para os testes com M1A e C/T nas proporções de 75% e 50%).
Sendo o fluido de perfuração não aquoso um sistema altamente complexo, e havendo a
necessidade de uma caracterização dos subprodutos obtidos após os ensaios de quebra, logo
após a definição de todas as fases elas foram quantificadas, e definidas suas composições. Então
conseguiu-se entender o mecanismo de migração dos componentes no momento da quebra.
Logo depois de realizada a caracterização de todas as fases obtidas e compreendido o sistema
de migração de componentes, foram realizados os demais testes.
3.2.3.2 Ensaio de quebra de emulsão com variação na proporção fluido/microemulsão
Tendo como base o princípio da concentração micelar crítica, foram realizados ensaios
para que se pudesse analisar a influência da proporção de adição de microemulsão no fluido.
Foram realizados testes onde as proporções de microemulsão no sistema final foram de: 7,5%,
12,5%, 25%, 37,5% e 50%. O teste de proporção fluido/micro foi feito com todos os sistemas
de microemulsão (tanto em relação à proporção dos componentes como também à salinidade),
para que fosse realizado um mapeamento completo da ação da microemulsão na quebra. Neste
teste a temperatura de ensaio foi a temperatura ambiente.
3.2.3.3 Influência da salinidade da fase aquosa da microemulsão na quebra da emulsão
água em óleo do fluido de perfuração não aquoso
Sabendo que a salinidade interfere nas forças coulombianas nas cabeças dos tensoativos,
foram realizados testes onde se variou a salinidade da fase aquosa da microemulsão em 0 ppm,
20 ppm e 1500 ppm de CaCl2 . Utilizando-se as análises já realizadas nos ensaios de proporção
fluido/micro (pois mapeou-se todos os sistemas), foram coletados dados referentes às
microemulsões com variações de salinidade para realizar o estudo dos mesmos.
3.2.3.4 Influência da composição da microemulsão na quebra da emulsão água em óleo
do fluido de perfuração não aquoso
Sabe-se que fatores como a quantidade de matéria ativa (C/T), fase aquosa e fase oleosa
interferem diretamente nas regiões de Winsor. Assim, foi decidido estudar a influência de cada
componente da microemulsão nos ensaios de quebra. Portanto, de acordo com a Tabela 3.4,
foram estudados sistemas microemulsionados (Winsor WIV) onde se tinha a predominância de
matéria ativa (A), a predominância de fase oleosa (C) e também, onde se tinha um equilíbrio
nas proporções de todas as fases (B).
Capítulo 3 - Materiais e Métodos 52
Nário Cézar Câmara Alves – Janeiro de 2017 Dissertação de Mestrado – PPGEQ/UFRN
Um estudo com uma quantidade elevada de solução aquosa se torna impeditivo, pois
segundo os diagramas obtidos na literatura, microemulsões de ULX 95 com alto valor de fase
aquosa tendem a formar regiões de WI para a microemulsão rica em água e regiões de WII para
as microemulsões com soluções salinas de CaCl2.
Desta forma, utilizou-se os dados obtidos no teste da proporção micro/fluido referente
às variações dos componentes das microemulsões e realizou-se estudos comparativos dos
mesmos.
3.2.3.5 Influência da temperatura na quebra da emulsão água em óleo do fluido de
perfuração não aquoso
Como é sabido, após determinado tempo em repouso e sem cisalhamento o fluido de
perfuração à base orgânica tende a ter suas propriedades como RAO, viscosidade, peso e
estabilidade elétrica alterada. Logo, foi realizada uma nova bateria de testes para a nova
caracterização do fluido, como indicado na Tabela 4.2. O fluido utilizado para os testes foi
fluido sem tratamento de sólidos.
Realizou-se ensaios onde os fluidos foram aquecidos em banho termostatizado (a 62°C
(144°F)), com agitação por hastes metálicas, e foi adicionada a microemulsão, nas proporções
de 50%, 37,5% e 25%, que tinha água de torneira como fase aquosa (M1), em tubos de ensaio
de 100 mL. Foram utilizados somente estes sistemas, pois este ensaio visava somente um estudo
comparativo em relação à influência da temperatura na quebra da emulsão A/O e a linearidade
do comportamento em relação à proporção micro/fluido.
Os sistemas foram agitados por 5 minutos a 62°C (144°F) e procedeu-se o teste de
quebra.
3.2.4 Ensaio de reaproveitamento
Após a realização dos testes de quebra, e realização das análises das fases obtidas pós-
quebra, as fases ricas em óleo foram reinseridas ao fluido de perfuração sem tratamento de
sólidos, em uma proporção de 30% no volume final de 100 mL, e foram agitados utilizando
agitadores Hamilton Beach. Para estudo da eficiência do reaproveitamento foram realizados
testes de reologia utilizando o viscosímetro modelo Fann 35 A, e testes de retorta e peso. Estas
análises podem definir a possibilidade de reutilização das fases ricas em óleo obtidas nos
ensaios de quebra.
Capítulo 4
Resultados e Discussões
Capítulo 4 – Resultado e discussões 54
Nário Cézar Câmara Alves – Janeiro de 2017 Dissertação de Mestrado – PPGEQ/UFRN
4 Resultados e discussões
4.1 Introdução
A primeira parte do trabalho se deu na análise qualitativa de qual tensoativo seria o
mais indicado na quebra da emulsão, assim como na caracterização do fluido de perfuração
através de suas propriedades. Prosseguiu-se com os testes de utilização de microemulsões na
quebra da emulsão A/O e com o estudo dos parâmetros que poderiam influenciar nesta
quebra. Ao final testou-se a reutilização da fase rica em óleo, visando o melhoramento dos
parâmetros físicos do fluido.
4.2 Caracterização do fluido de perfuração
Foram recebidas duas amostras de fluido proveniente da SONDA 95 – Bacia RN-CE,
pertencentes à Petrobras SA, onde em uma das amostras foi realizado o tratamento de sólidos
e na outra não. Para caracterização das amostras realizou-se testes reológicos (dentre eles
viscosidade plástica, viscosidade aparente e limite de escoamento), de retorta, densidade e
estabilidade elétrica. Os resultados obtidos podem ser observados na Tabela 4.1:
Tabela 4-1. Propriedades da Amostra 1 (Fluido de perfuração da Sonda 95), sem
tratamento de sólidos
PROPRIEDADE VARIÁVEIS DE MEDIÇÃO RESULTADO
Peso - 11,4 ppg
Reologia 600/300 rpm 167/103 Ɵ 200/100 rpm 88/48 Ɵ
6/3 rpm 11/10 Ɵ Gi 19 Ɵ Gf 61 Ɵ
Viscosidade Plástica (VP) - 64 cP
Limite de escocamento (LE) - 39 lbf/100ft³
RAOS Água 32% Óleo 48%
Sólidos 20%
EE
50mV
Fonte: Autor
Capítulo 4 – Resultado e discussões 55
Nário Cézar Câmara Alves – Janeiro de 2017 Dissertação de Mestrado – PPGEQ/UFRN
Para os ensaios de influência com a temperatura, como foi dito, foi realizado um novo
teste de propriedades no fluido sem tratamento de sólidos, onde os resultados podem ser
observados na Tabela 4.2:
Tabela 4-2. Propriedades da Amostra 2 (Fluido de perfuração da Sonda 95), sem
tratamento de sólidos
PROPRIEDADE VARIÁVEIS DE MEDIÇÃO RESULTADO
Peso - 11,1 ppg
Reologia 600/300 rpm 121/74 Ɵ 200/100 rpm 59/37 Ɵ
6/3 rpm 9/6 Ɵ Gi 17 Ɵ Gf 58 Ɵ
Viscosidade Plástica (VP) - 47 Cp
Limite de escocamento (LE) - 33 lbf/100ft³
RAOS Água 28% Óleo 56%
Sólidos 16%
EE
40Mv
Fonte: Autor
Através dos resultados obtidos observa-se que o fluido apresenta uma alta reologia,
devido ao alto teor de sólidos e baixa estabilidade elétrica. Os valores de géis do fluido
apresentam-se elevados, o que pode causar sobrecarga nas bombas de circulação da sonda,
assim como possíveis microfraturas nas paredes do poço, caso o fluido esteja em zonas
friáveis. Assim, torna-se necessário um tratamento corretivo nestes fluidos para ajuste destas
propriedades
4.3 Ensaio qualitativo dos tensoativos:
Foram realizados testes com os seguintes tensoativos: ULX95, ULX150, ULX200 e
TA4, adicionados diretamente ao fluido em proporções de 20% v/v. A efetividade dos
tensoativos na quebra da emulsão foi medida, de acordo com a Tabela 4.1.
Após serem adicionadas no fluido de perfuração, as soluções contendo ULX200 e
TA4 gelificaram o sistema ao ponto de ser comprometida a agitação do mesmo e não foi
Capítulo 4 – Resultado e discussões 56
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observado nenhum desprendimento de óleo ou água, que indicasse uma desestabilização da
emulsão.
Já os tensoativos ULX95 e ULX150 foram adicionados diretamente ao fluido. Em
ambos os casos, a viscosidade do sistema se manteve, aparentemente, constante. Assim, após
a adição do tensoativo ao fluido, os sistemas foram deixados em repouso por 2 horas. Apenas
no teste do tensoativo ULX95 foram observadas descontinuidades significativas no fluido
em repouso. Assim, foi decidido, para uma melhor análise da eficiência da quebra, que o
sistema deveria ser centrifugado e, assim, auxiliando na separação gravitacional das fases.
Após esse procedimento, foi confirmada a recuperação da fase oleosa, porém numa
quantidade pequena (cerca de 20% do óleo presente no fluido). Os resultados obtidos
encontram-se na Tabela 4.3:
Tabela 4-3. Influência dos tensoativos na quebra da emulsão de água em óleo dos
fluidos de perfuração não aquosos
Testes Vol. de Fluido
(ml)
Vol de Tensoativo/Solução
(ml)
Vol. Total (ml) % Fases Óleo
Recuperada
TULX95 8 2 10 11
TULX150 8 2 10 0
TULX200 8 4 12 0
TTA4 8 4 12 0
Fonte: Autor
Como a atuação do tensoativo puro se mostrou possível, porém com uma eficiência
de recuperação de fases baixa, decidiu-se utilizar sistemas microemulsionados (SME)
contendo o tensoativo (RNX95) a fim de melhorar a eficiência da separação.
4.4 Determinação do sistema microemulsionado
A partir dos diagramas pseudoternários apresentados na metodologia, verificou-se
que todos os sistemas apresentavam regiões de microemulsão (WIV) satisfatórias à
realização do estudo. Na Figura 3.2 ( pág 33) pode-se observar uma ampla região de
microemulsão, que diminui com a alteração da fase aquosa, visualizadas nas Figuras 3.3 e
3.4 (pág 34) . Essa alteração é explicada devido ao aumento da salinidade que incorre na
diminuição das forças coulombianas entre as cabeças polares do tensoativo com a água,
Capítulo 4 – Resultado e discussões 57
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diminuindo a afinidade entre elas, favorecendo então ao aumento da afinidade do tensoativo
com o óleo. Escolheu-se então três pontos comuns nos diagramas, onde seria possível analisar
a influência de diferentes fatores na atuação das microemulsões.
No ponto A pode-se estudar a influência de um percentual de matéria ativa elevado
na microemulsão, e definir como microemulsões ricas em matéria ativa influenciam na
quebra de emulsões óleo em água. No ponto C será estudada a atuação de uma microemulsão
pobre em matéria ativa, mas rica em óleo, na quebra de emulsões A/O.
Procurando, também, estudar a influência do tipo de orientação da micela da
microemulsão, optou-se por estudar o ponto B, pois assim o estudo seria sobre todos os
exemplos de orientação da micela: direta (A), bicontínua (B) e inversa (C) e sua possível
influência na aplicação destas microemulsões com o objetivo da quebra de emulsões de água
em óleo do fluido de perfuração.
4.5 Caracterização das fases obtidas após ensaio de quebra
Realizou-se um ensaio de quebra com a adição do C/T (1:1) ao fluido de perfuração,
variando-se sua concentração de 95% à 45%, onde se obteve as fases: Fase 1 (microemulsão
modificada), Fase 2 (emulsão modificada) e Fase 3 (barita). Os resultados podem ser
observados na Tabela 4.4.
Capítulo 4 – Resultado e discussões 58
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Tabela 4-4. Composição do sistema pós ensaios de quebra utilizando C/T (1:1)
% C/T(1:1)
Adicionado ao
fluido
% Fase 1
(microemulsão
modificada)
% Fase 2
(emulsão modificada)
% Fase 3
(barita)
95% 96 4 0
90% 92 8 0
85% 88 10 2
80% 84 13 3
75% 80 16 4
70% 79 17 4
65% 72 24 4
60% 69 26 5
55% 64 31 5
50% 62 33 5
45% 59 35 6
Fonte: Autor
Como pode ser observado na Figura 4.1, após adição do C/T (1:1) ao fluido de
perfuração e realizado o ensaio de quebra, obteve-se sólidos separados (Fase 3), onde pela
coloração identificou-se como sendo barita (HGS), haja vista que por força centrífuga este
tipo de sólido é o primeiro a ser extraído do fluido. Percebeu-se, também, que o C/T (1:1)
(transparente) desapareceu, dando lugar a uma nova fase, denominada inicialmente de Fase
1, tendo uma coloração mais amarelada e translúcida, tendo também, em todos os ensaios,
aumento no seu volume em comparação ao volume de C/T (1:1) adicionado. Assim, pode-se
entender que o C/T (1:1) capturava parafina do fluido de perfuração (devido a alteração da
coloração) e provavelmente água, formando uma nova microemulsão. As demais fases, ou
seja, Fase 2 e Fase 3, serão definidas no decorrer deste sub-ítem.
Capítulo 4 – Resultado e discussões 59
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Figura 4-1. - Ensaio de quebra para caracterização de fases utilizando C/T (1:1) em
diferentes percentuais
Fonte: Autor
A Figura 4.2 mostra o resultado do teste utilizando C/T (1:1) na proporção de 50%.
A fase amarelada é a fase utilizada para a realização dos testes de teor de cloretos, tensão
superficial, potencial Zeta e tamanho de partícula (onde os últimos dois testes citados foram
realizados somente nas fases obtidas nos testes com a proporção de C/T (1:1) de 75% e 50%).
Figura 4-2. Resultados de teste de quebra utilizando C/T (1:1) na proporção de 50%
Fonte: Autor
Capítulo 4 – Resultado e discussões 60
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A Tabela 4.5 apresenta os resultados obtidos nos testes de tensão superficial das fases
1 obtidas em diferentes proporções de adição de C/T em relação ao fluido.
Tabela 4-5. Teste de tensão superficial das fases 1 obtidas nos ensaios de quebra C/T +
Fluido
Proporção (%) Tensão Superficial (mN/m) Desvio
100 26,31 0,00878
95 26,33 0,00942
90 26,37 0,00421
85 26,51 0,00876
80 26,24 0,00421
75 26,14 0,00000
70 26,08 0,00422
65 26,03 0,00000
60 25,89 0,00644
55 25,54 0,00643
50 25,53 0,00688
45 22,51 0,01132
Fonte: Autor
Sabe-se que uma das principais características de uma microemulsão é a sua baixa
tensão superficial, devido à atuação do co-tensoativo, que diminui a tensão superficial das
fases, facilitando, assim, a formação de emulsão. Observando na literatura (Oliveira, 2015),
pode-se verificar que as taxas de tensão obtidas nos ensaios utilizando as fases obtidas após
o ensaio de quebra, utilizando diferentes percentuais de C/T (1:1), são relativamente
próximas aos testes de tensão superficial realizados com C/T (1:1) puro. Também observa-
se similaridade na diminuição da tensão (mesmo que pequena) com o provável aumento do
teor de óleo na nova microemulsão, haja vista que com a diminuição da proporção de C/T
(1:1) aumenta-se o teor de parafina nesta nova micro. A Tabela 4.6 apresenta os resultados
dos testes de condutividade das fases 1 obtidas nos ensaios de quebra com adição de C/T
puro.
Capítulo 4 – Resultado e discussões 61
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Tabela 4-6. Teste de condutividades da fase 1 obtida nos ensaios de quebra utilizando
C/T( 1:1) + Fluido.
Proporção de C/T (1:1) (%)
Condutividade(µS)
95 85,8
90 163,8
85 271,2
80 325,3
75 373,2
70 386
65 389,3
60 378,6
55 375,9
50 387,1
45 380,6
Fonte: Autor
A análise da condutividade elétrica é uma ferramenta sensível a possíveis alterações
na composição iônica, logo é amplamente utilizada na investigação de mudanças estruturais
em microemulsões (MO et al., 2000). Desta maneira, a condutividade elétrica está
correlacionada com os tipos de microestruturas presentes no sistema (MOULIK e PAUL,
1998). Como observou-se uma elevação na condutividade elétrica nestes testes, pode-se
relacionar a um provável aumento na quantidade de íons presente nesta nova fase,
correspondendo à uma elevação na proporção da fase aquosa (salina) proveniente da fase
aquosa do fluido de perfuração, corroborando assim a ideia que o C/T (1:1) captura tanto o
óleo como a água do fluido de perfuração. A elevação desta quantidade de íons presente nesta
provável nova microemulsão é ratificada pelos testes de cloretos realizados, como pode ser
visto na Tabela 4.7:
Capítulo 4 – Resultado e discussões 62
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Tabela 4-7. Teste de teor de cloretos da Fase 1 do ensaio de quebra C/T + Fluido
Proporção de C/T (%) Cloretos (mg/L) 100 0 95 4000 90 5000 85 6000 80 7000 75 8000 70 9000 65 10000 60 11000 55 11000 50 12000 45 13000
Fonte: Autor
A elevação no nível do teor de cloretos pode ser entendida como sendo o resultado
de uma maior quantidade de solução salina no sistema final. O teor de cloretos é um
indicativo de salinidade no sistema, haja vista que este cloreto normalmente esta relacionado
ao Ca++ ou Na+ presentes na salmoura utilizada na formulação do fluido não aquoso. Com a
diminuição do valor da proporção de C/T em relação à proporção de FNA, acredita-se que a
fase 1 agregue uma maior quantidade de solução salina em sua composição. Acredita-se
então que esta fase seja algum tipo de microemulsão.
Segundo Bardwaj e Hartland (1993 e 1994), a atuação do desemulsificante se dá na
competição com o tensoativo emulsionante pela adsorção na interface, onde o
desemulsificante diminui a tensão interfacial facilitando assim a coalescência da fase dispersa
e, consequentemente, a quebra da emulsão. Visando avaliar este comportamento, um sistema
microemulsionado completo (SME) foi utilizado para realizar testes de quebra de emulsão
nas proporções de 50% e 12,5% do SME adicionados ao fluido de perfuração, que teve como
fase aquosa a água da torneira e composição A (M1A), para que fosse possível compará-lo
com a utilização da matéria ativa C/T(1:1). Os resultados da utilização deste sistema podem
ser observados na Figura 4.3.
Capítulo 4 – Resultado e discussões 63
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Figura 4-3. Ensaio de quebra do fluido de perfuração para caracterização de fases
utilizando microemulsão M1A e C/T (1:1) na proporção de 50% e 12,5% em relação
ao fluido.
Fonte: Autor
No ensaio realizado utilizando 50% da microemulsão, que tinha como fase aquosa a
água da torneira e composição A (M1A), obteve-se duas (ou três) fases a mais do que o ensaio
utilizando somente C/T. Já no ensaio realizado utilizando 12,5% da microemulsão M1A
obteve-se três fases a mais do que o ensaio utilizando somente C/T. A fase 6 dos testes
utilizando M1A foi identificada como sendo a mesma da fase 3, obtida no teste utilizando
somente C/T (1:1), sendo nomeada a partir de então como BARITA. Esta fase foi separada
devido a ação da força centrífuga. As novas Fases 1, que apareceram somente nos dois testes
utilizando sistemas microemulsionados, tiveram sua caracterização através da medição das
suas densidades. No caso do teste utilizando a proporção de 50% de M1A, a densidade da
fase 1 medida foi de 0,876 g/cm³, e no teste utilizando 12,5% de M1A foi de 0,898 g/cm³.
Como é sabido e amplamente difundido da literatura, a parafina líquida, proveniente de
hidrocarbonetos, tem sua densidade média de 0,9 g/cm³. Assim, caracterizou-se estas fases
como sendo PARAFINA.
A fase 4 que é transparente e foi obtida nos ensaios de 50% e 12,5%, foi caracterizada
como sendo SOLUÇÃO SALINA, e apresenta densidade superior a 1 g/cm³ (1,17 g/cm³ e
1,19 g/cm³, respectivamente).
Capítulo 4 – Resultado e discussões 64
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A fase 2 obtida no teste utilizando C/T (1:1), a fase 5 obtida nos testes utilizando M1A
à 50% e 12,5%, apresentaram características pastosas semelhantes, onde se percebe a
presença de traços de C/T adsorvidos nos sólidos. As principais interações de adsorção
envolvendo sólidos incluem processos de trocas iônicas, onde os contra-íons do substrato são
substituídos por íons do tensoativo de carga similar, formando ligações entre as moléculas
do adsorvente e do adsorbato (tensoativos) e interações de emparelhamento de íons. Outros
mecanismos podem estar presentes, principalmente aqueles em que as forças de atração
envolvidas são as de London (Fuerstenau e Wakantsu, 1975). Assim, os tensoativos se auto
organizam para minimizar interações intermoleculares e com o meio. Ao se adsorverem nas
interfaces de superfícies sólidas ou nas interfaces de sistemas dispersos eles modificam suas
propriedades físico-químicas. Como utilizou-se argilas ativadas na composição do fluido de
perfuração, cargas presentes na argila são responsáveis pela adsorção do tensoativo nesta
fase. Essas fases foram caracterizadas como sendo EMULSÕES MODIFICADAS, pois
foram percebidas nelas a presença de água, óleo, sólidos e traços de C/T.
As fases 1 (obtida nos testes utilizando C/T (1:1)) e 2 (obtidas nos testes utilizando
M1A à 50% e M1A à 12,5%) apresentaram características semelhantes, com aparência
translúcida e amarela, onde no ensaio de M1A à 12,5% a coloração se dá num amarelo
intenso. Para melhor caracterização destas fases, foram realizados testes de tamanho de
partícula, potencial zeta, condutividade e pH do sistema microemulsionado M1A puro, como
também da fase 1 obtida pós quebra nos testes utilizando C/T (1:1) nas proporções de 50% e
70% (onde para o C/T puro não foi realizado o teste de potencial zeta e tamanho de partícula)
e M1A nas proporções de 100%, 50% e 12,5%, respectivamente. Os resultados obtidos
podem ser vistos na Tabela 4.8.
Capítulo 4 – Resultado e discussões 65
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Tabela 4-8. Tamanho de partícula, potencial zeta, condutividade e pH das Fases 1
(teste com C/T puro) e 2 (teste com M1A)
Fase Tamanho (nm) Potencial Zeta (mV) Condutividade (µS) pH
Fase 1 C/T à 75%
401,7 -2,08 373,2 -
Fase 1 C/T à 50%
425,1 -0,13 387,1 -
Fase 2 M1A à 100%
271,6 6,78 94,7 5,67
Fase 2 M1A à 50%
444,8 -1,68 770,5 10,03
Fase 2 M1A à 12,5%
1026,3 0,43 830,3 10,78
Fonte: Autor
Segundo Damasceno (2011) microemulsões são definidas como sistemas onde seus
tamanhos de partículas têm entre 15 e 300 nm. Porém, encontram-se trabalhos onde a
distribuição de tamanhos em microemulsões podem chegar até 600 nm (Tadros, 2005). Como
observado nos resultados da Tabela 4.8 em quase todos os casos o tamanho da partícula está
dentro da margem de classificação da microemulsão, exceto no caso do ensaio com M1A à
12,5%. Isto pode ter ocorrido, pois devido ao alto teor de óleo na fase Microemulsão
Modificada (Fase 2), tanto parafina como hexano, como as moléculas de hexano (presentes
no sistema microemulsionado inicial) a se agregando às partículas de parafina, tornam seu
diâmetro maior e, assim, podem mascarar os dados de tamanho de partícula obtidos no
equipamento, como foi observado.
Em relação ao potencial zeta, observa-se que os valores obtidos são negativos ou
próximos a 0 (zero), exceto o valor de potencial zeta referente ao valor obtido no teste
utilizando 100% M1A. O potencial zeta tem um papel importante na determinação da
estabilidade de sistemas dispersos e nas interações entre as gotículas presentes nos sistemas
(KHAN et al., 2013). Sistemas mais estáveis apresentam valores de potencial zeta iguais ou
superiores a 20 mV, uma vez que cargas superficiais elevadas ocasionam o predomínio das
forças de repulsão entre as gotículas, superando o caráter de atração das forças de Van der
Waals (BOSE et al., 2013). Esta maior repulsão é importante no sentido de prevenir o contato
e aglomeração das gotículas (BHANDARI & KAUR, 2013). Deste modo, os valores de
potencial zeta encontrados poderiam indicar que as Fases 2 (MM) obtidas após os testes
apresentem baixa estabilidade à longo prazo. Porém, a literatura (AGGARWAL et al., 2013)
Capítulo 4 – Resultado e discussões 66
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afirma que a estabilidade de microemulsões contendo em sua composição tensoativos não-
iônicos, como as formulações do presente estudo, não dependem unicamente do potencial
zeta.
Assim, como observado nos testes com a utilização de C/T(1:1), a condutividade
aumenta de acordo com a diminuição da presença de C/T no sistema e, consequentemente, o
aumento de solução salina, elevando assim a carga iônica da fase.
A alteração do pH observada nos ensaios também evidencia uma modificação no
sistema microemulsionado inicial. Assim, pode-se caracterizar as Fases 1 e 2 obtidas nos
testes utilizando C/T (1:1), M1A à 50% e M1A à 12,5%, respectivamente, como sendo
MICROEMULSÕES MODIFICADAS.
A Fase 3, representada na Figura 4.5, obtida no ensaio utilizando SME M1A na
proporção de 12,5%, apresenta características similares às dos FNA, como reologia, textura
e presença de óleo, água e sólidos. Diferentemente da Emulsão Modificada, esta fase não é
pastosa e sim fluida. Após realização de teste de retorta, foi detectado que esta fase é
composta por 71% de óleo, 22% de água e somente 7% de sólidos. Assim, definiu-se esta
fase como sendo FNA RECUPERADO. Um fato curioso observado é que em testes
utilizando proporções elevadas de SME, como no caso do teste com 50% de SME, não há o
aparecimento do mesmo onde pode-se deduzir que com a inserção de mais matéria ativa no
sistema (C/T (1:1)), ocorre a quebra total do fluido de perfuração, levando ao aparecimento
do FNA RECUPERADO.
Em relação ao teste utilizando 12,5% do SME M1A, e com todas as fases definidas,
realizou-se um tratamento dos dados obtidos e através de cálculos de balanço de massa pode-
se definir a composição de cada fase, onde na Microemulsão Modificada tem-se 27,8% de
água, 6,91% de óleo e 65,94% de C/T. Já na Emulsão modificada tem-se, 58% de óleo, 25%
de água, 13,5% de sólidos e 3,5% de C/T.
4.6 Ensaio de quebra de emulsão com variação na proporção
fluido/microemulsão
Foram realizados ensaios de quebra de emulsão do fluido de perfuração de base
orgânica utilizando diferentes proporções microemulsão/fluido. As proporções de SME
Capítulo 4 – Resultado e discussões 67
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utilizadas foram: 7,5%, 12,5%, 25%, 32,5% e 50%. Assim, foram analisados 12 sistemas
para cada proporção, totalizando 60 análises.
Como descrito na Tabela 3.3 ( pág 33) estudou-se a influência de três sistemas
micromulsionados onde, tem-se n-butanol como co-tensoativo, ULX95 como tensoativo e
hexano como fase oleosa em todos os sistemas. Porém, um sistema terá água de torneira
como fase aquosa (M1), outro terá uma solução salina a 20 ppm de CaCl2 como fase aquosa
(M2) e outro uma solução salina a 1500 ppm de CaCl2 como fase aquosa (M3). Admitindo
três estes e sistemas (M1, M2 e M3), também foi realizado um estudo em relação à
composição de cada sistema, variando-se a proporção de cada componente, como visto na
Tabela 3.4. Três composições foram estudadas: composição A, com 65% de C/T, 35% de
fase aquosa e 5% de fase oleosa; a composição B com 40% de C/T, 30 % de fase aquosa e
30 % de fase oleosa; a composição C com 35 % de C/T, 2 % de fase aquosa e 63 % de fase
oleosa. Na Figura 4-4 apresenta-se os resultados obtidos nos testes de quebra utilizando o
SME M1A nas proporções de 50%, 37,5% e 25% de microemulsão em relação ao fluido.
Figura 4-4. Resultados obtidos nos testes utilizando SME M1A nas proporções de
50% (a), 37,5 (b) % e 25% (c) de microemulsão em relação ao fluido.
Fonte: Autor
(a) (b) (c)
(a) (b) (c)
Capítulo 4 – Resultado e discussões 68
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As Figuras, 4.5, 4.6, 4.7, 4.8, 4.9, 4.10, 4.11, 4.12, 4.13, 4.14, 4.15 e 4.16, representam
a separação de fases obtidas nos testes utilizando microemulsão, em diferentes sistemas e
composições, e a matéria ativa pura visando à quebra da emulsão de um fluido não aquoso
(FNA) em diferentes proporções com relação à microemulsão. Nas fases separadas MM
significa microemulsão modificada, SS significa solução salina e EM significa emulsão
modificada.
Figura 4-5. -Ensaio de quebra da emulsão com variação na proporção
microemulsão/fluido utilizando microemulsão M1A
Fonte: Autor
Figura 4-6. Ensaio de quebra de emulsão com variação na proporção
microemulsão/fluido utilizando M1B
Fonte: Autor
Capítulo 4 – Resultado e discussões 69
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Figura 4-7. Ensaio de quebra de emulsão com variação na proporção
microemulsão/fluido utilizando M1C
Fonte: Autor
Figura 4-8. Ensaio de quebra da emulsão com variação na proporção
microemulsão/fluido utilizando M2A
Fonte: Autor
Capítulo 4 – Resultado e discussões 70
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Figura 4-9. Ensaio de quebra de emulsão com variação na proporção
microemulsão/fluido utilizando M2B
Fonte: Autor
Figura 4-10. Ensaio de quebra de emulsão com variação na proporção
microemulsão/fluido utilizando M2C
Fonte: Autor
Capítulo 4 – Resultado e discussões 71
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Figura 4-11. Ensaio de quebra de emulsão com variação na proporção
microemulsão/fluido utilizando M3A
Fonte: Autor
Figura 4-12. Ensaio de quebra de emulsão em relação à proporção
microemulsão/fluido utilizando M3B
Fonte: Autor
Capítulo 4 – Resultado e discussões 72
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Figura 4-13. Ensaio de quebra de emulsão em relação à proporção
microemulsão/fluido utilizando M3C
Fonte: Autor
Figura 4-14. Ensaio de quebra de emulsão em relação à proporção C/T fluido
utilizando C/T= 65/35
Fonte: Autor
Capítulo 4 – Resultado e discussões 73
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Figura 4-15. Ensaio de quebra de emulsão em relação à proporção C/T fluido
utilizando C/T=50/50
Fonte: Autor
Figura 4-16. Ensaio de quebra de emulsão em relação à proporção C/T fluido
utilizando C/T=35/65
Fonte: Autor
Com os resultados apresentados pode-se observar o comportamento de 3 fases
(Microemulsão Modificada ( MM) , FNA recuperado e Solução Salina (SS)) quando utilizou-
se tanto SME como também a matéria ativa pura (C/T) em diferentes proporções.
Observou-se que em relação à Solução Salina (SS), excetuando-se os sistemas C, tem-
se um comportamento padrão, onde na proporção de 7,5% tem-se o maior nível de SS
Capítulo 4 – Resultado e discussões 74
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extraída do sistema e a partir da proporção 12,5% tem-se certa constância nos valores de água
extraídos, como se pode observar nas figuras de 4.17 à 4.20, que demonstram a fração de SS
obtida utilizando-se os SME nas proporções de 50% a 7,5%. Os valores referentes às figuras
4.17 à 4.220 podem ser observados nas Tabelas 4.9 à 4.12:
Figura 4-17. Fração de SS recuperada nos testes de quebra de emulsão nos testes
M1/fluido, variando composição e proporção microemulsão/fluido
Fonte: Autor
Tabela 4-9. Percentual de SS obtida nos ensaios de quebra da emulsão utilizando M1
Proporção SME/Fluido
M1A M1B M1C
50% 12 14 5 37,5% 17 14 1 25% 17 15 6
12,5% 17 17 14 7,5% 20 23 0
Fonte: Autor
Capítulo 4 – Resultado e discussões 75
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Figura 4-18. Fração de SS recuperada nos testes de quebra de emulsão nos testes
M2/fluido, variando composição e proporção microemulsão/fluido
Fonte: Autor
Tabela 4-10. Percentual de SS obtida nos ensaios de quebra da emulsão utilizando M2
Proporção SME/Fluido
M2A M2B M2C
50% 12 14 0 37,5% 17 15 1
25% 16 13 5 12,5% 17 18 17 7,5% 19 24 0
Fonte: Autor
Capítulo 4 – Resultado e discussões 76
Nário Cézar Câmara Alves – Janeiro de 2017 Dissertação de Mestrado – PPGEQ/UFRN
Figura 4-19. Fração de SS recuperada nos testes de quebra de emulsão nos testes
M3/fluido, variando composição e proporção microemulsão/fluido
Fonte: Autor
Tabela 4-11. Percentual de SS obtida nos ensaios de quebra da emulsão utilizando M3
Proporção SME/Fluido
M3A M3B M3C
50% 11 15 0 37,5% 15 15 1
25% 17 16 7 12,5% 19 19 5 7,5% 18 20 0
Fonte: Autor
Capítulo 4 – Resultado e discussões 77
Nário Cézar Câmara Alves – Janeiro de 2017 Dissertação de Mestrado – PPGEQ/UFRN
Figura 4-20. Fração de SS recuperada nos testes de quebra de emulsão nos testes
C/T/fluido, variando composição e proporção microemulsão/fluido
Fonte: Autor
Tabela 4-12. Percentual de SS obtida nos ensaios de quebra da emulsão utilizando
C/T
Proporção SME/Fluido
35/65 50/50 65/35
50% 0 0 0
37,5% 4 1 0 25% 10 7 0
12,5% 16 12 0 7,5% 17 18 0
Fonte: Autor
Pode-se explicar este comportamento com o auxílio do estudo da variação das outras
fases a baixas proporções microemulsão/fluido ocorre a quebra da emulsão (fluido de
perfuração), onde a fase aquosa (SS) coalesce e a fase de FNA Recuperado é obtida. Com o
incremento da proporção micro/fluido o FNA Recuperado vai sendo quebrado e a água obtida
desta quebra se liga à matéria ativa excedente, proveniente do SME incial, formando uma
nova fase de microemulsão (MM). Assim, os valores da fase SS obtidos sempre estarão
patamares similares. A fase MM, tem seu valor aumentado com o aumento da proporção
micro/fluido, como pode ser visto nas Figuras de 4.21 à 4.24, que demonstram a fração de
MM obtida utilizando-se de SME nas proporções de 50% à 7,5. Os valores referentes às
Figuras 4.21 à 4.24 podem ser observados nas tabelas 4.13, 4.14, 4.15 e 4.16:
Capítulo 4 – Resultado e discussões 78
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Figura 4-21. Fração de MM recuperada nos testes de quebra de emulsão no teste
M1/fluido, variando composição e proporção microemulsão/fluido
Fonte: Autor
Tabela 4-13. Fração de MM obtida nos ensaios de quebra da emulsão utilizando M1.
Proporção M1A M1B M1C
50% 44 35 2
37,5% 33 20 8
25% 20 12 3
12,5% 7 3 0
7,5% 2 1 1
Fonte: Autor
Capítulo 4 – Resultado e discussões 79
Nário Cézar Câmara Alves – Janeiro de 2017 Dissertação de Mestrado – PPGEQ/UFRN
Figura 4-22. Fração de MM recuperada nos testes de quebra de emulsão no teste
M2/fluido, variando composição e proporção microemulsão/fluido
Fonte: Autor
Tabela 4-14. Percentual de MM obtida nos ensaios de quebra da emulsão utilizando
M2.
Proporção M2A M2B M2C
50% 45 35 14 37,5% 32 20 8 25% 21 11 2
12,5% 7 3 7 7,5% 0 1 0
Fonte: Autor
Capítulo 4 – Resultado e discussões 80
Nário Cézar Câmara Alves – Janeiro de 2017 Dissertação de Mestrado – PPGEQ/UFRN
Figura 4-23. Fração de MM recuperada nos testes de quebra de emulsão no teste
M3/fluido, variando composição e proporção microemulsão/fluido
Fonte: Autor
Tabela 4-15. Percentual de MM obtida nos ensaios de quebra da emulsão utilizando
M3
Proporção M3A M3B M3C
50% 47 26 5 37,5% 31 21 8 25% 21 11 4
12,5% 7 2 0 7,5% 0 0 0
Fonte: Autor
Capítulo 4 – Resultado e discussões 81
Nário Cézar Câmara Alves – Janeiro de 2017 Dissertação de Mestrado – PPGEQ/UFRN
Figura 4-24. Fração de MM recuperada nos testes de quebra de emulsão no teste
C/T/fluido, variando composição e proporção microemulsão/fluido
Fonte: Autor
Tabela 4-16. Percentual de MM obtida nos ensaios de quebra da emulsão utilizando
C/T.
Proporção 35/65 50/50 65/35
50% 64 62 58 37,5% 46 45 43 25% 31 28 28
12,5% 15 11 8 7,5% 7 5 0
Fonte: Autor
Como observado nas Figuras 4.21 à 4.24 e Tabelas 4.13 à 4.16, o valor obtido de MM
aumenta de acordo com o aumento da proporção microemulsão/fluido. Isso ocorre devido à
adição maior de C/T, presente nos SME’s. Essa matéria ativa quebra a emulsão
A/O do fluido de perfuração e as fases água e óleo (parafina) obtidas após a quebra
do fluido se ligam à matéria ativa da microemulsão, formando uma nova microemulsão.
Este mecanismo, onde logo após a quebra da emulsão A/O do fluido de perfuração
uma nova microemulsão é criada, pôde ser observado quando adicionou-se a matéria ativa
pura ao fluido de perfuração, pois sempre o valor de microemulsão obtido após a quebra é
superior ao valor adicionado de matéria ativa pura (chegando a ser 28% superior). Assim,
Capítulo 4 – Resultado e discussões 82
Nário Cézar Câmara Alves – Janeiro de 2017 Dissertação de Mestrado – PPGEQ/UFRN
quanto maior a quantidade de microemulsão, e consequentemente maior a quantidade de
matéria ativa, na proporção micro/fluido, maior a quantidade de fase MM.
Em sentido inverso, observou-se como se comporta a obtenção da FNA Recuperado.
Este comportamento pode ser observado nas Figuras 4.25 à 4.38, que demonstram a fração
de FNA Recuperado obtido utilizando-se de SME nas proporções de 50% à 7,5%. Os valores
referentes às figuras 4.25 à 4.28 podem ser observados nas Tabelas 4.17 à 4.20:
Figura 4-25. Valor de FNA recuperado nos testes de quebra de emulsão com variação
na proporção M1/fluido
Fonte: Autor
Tabela 4-17. Percentual de FNA recuperado obtido nos ensaios de quebra da emulsão
utilizando M1.
Proporção SME/Fluido
M1A M1B M1C
50% 0 2 0 37,5% 0 36 50 25% 4 44 54
12,5% 36 45 52 7,5% 59 56 0
Fonte: Autor
Capítulo 4 – Resultado e discussões 83
Nário Cézar Câmara Alves – Janeiro de 2017 Dissertação de Mestrado – PPGEQ/UFRN
Figura 4-26. Valor de FNA recuperado nos testes de quebra de emulsão com variação
na proporção M2/fluido
Fonte: Autor
Tabela 4-18. Percentual de FNA recuperado obtido nos ensaios de quebra da emulsão
utilizando M2.
Proporção SME/Fluido
M2A M2B M2C
50% 0 12 3 37,5% 0 35 49 25% 5 46 51
12,5% 37 44 37 7,5% 52 55 0
Fonte: Autor
Capítulo 4 – Resultado e discussões 84
Nário Cézar Câmara Alves – Janeiro de 2017 Dissertação de Mestrado – PPGEQ/UFRN
Figura 4-27. Valor de FNA recuperado nos testes de quebra de emulsão com variação
na proporção M3/fluido
Fonte: Autor
Tabela 4-19. Percentual de FNA recuperado obtido nos ensaios de quebra da emulsão
utilizando M3.
Proporção SME/Fluido
M3A M3B M3C
50% 0 26 4 37,5% 0 35 52 25% 3 46 47
12,5% 37 45 45 7,5% 58 50 0
Fonte: Autor
Capítulo 4 – Resultado e discussões 85
Nário Cézar Câmara Alves – Janeiro de 2017 Dissertação de Mestrado – PPGEQ/UFRN
Figura 4-28. Valor de FNA recuperado nos testes de quebra de emulsão com variação
na proporção matéria ativa/fluido
Fonte: Autor
Tabela 4-20. Percentual de FNA recuperado obtido nos ensaios de quebra da emulsão
utilizando C/T
Proporção SME/Fluido
35/65 50/50 65/35
50% 0 0 0 37,5% 0 0 0 25% 0 0 0
12,5% 10 63 77 7,5% 10 44 0
Fonte: Autor
Através dos dados apresentados, pode-se observar que foi obtido um maior valor de
FNA recuperado em baixas proporções microemulsão/fluido. Isto ocorre, pois com baixas
proporções microemulsão/fluido, a quantidade de matéria ativa (presente no SME) inserida
no sistema não é suficiente para quebrar totalmente a emulsão A/O dos fluidos de perfuração.
Neste caso, seguindo o conceito de Maragonni-Gibbs, a quantidade presente de matéria ativa
consegue realizar a extração de água do fluido de perfuração através da coalescência das
gotículas da fase água, porém não tem matéria ativa suficiente para realizar a quebra por
completo da emulsão A/O do fluido de perfuração. Assim, o FNA Recuperado representa o
Capítulo 4 – Resultado e discussões 86
Nário Cézar Câmara Alves – Janeiro de 2017 Dissertação de Mestrado – PPGEQ/UFRN
fluido de perfuração de base orgânica com baixo teor de água (que não foi extraída) e um
alto teor de óleo.
Foram realizadas análises de retorta e densidade visando comparar o FNA
Recuperado com o fluido de perfuração original. A comparação entre os dois sistemas pode
ser observada na Tabela 4.21:
Tabela 4-21. Comparação das propriedades do FNA original x FNA Recuperado.
Fluido % Água % Óleo % Sólidos Densidade
FNA Original 32 48 20 11,4
FNA recuperado 24 69 7 7,78
Fonte: Autor
Comportamento similar pode ser observado quando se adicionou a matéria ativa pura
ao sistema. Em baixas concentrações (7,5% e 12,5%) ainda há o aparecimento da FNA
Recuperado, porém ao aumentar a proporção microemulsão/fluido o FNA recuperado
desaparece dando lugar à uma nova microemulsão.
4.7 Influência da salinidade da fase aquosa da microemulsão na quebra
da emulsão água em óleo do fluido de perfuração não aquoso
Com os dados obtidos nos ensaios de quebra da emulsão em relação à proporção
microemulsão/fluido, realizou-se o estudo da influência da salinidade da fase aquosa da
microemulsão na quebra da emulsão óleo em água dos fluidos de perfuração não aquosos.
Para verificar a influência da salinidade da fase aquosa da microemulsão na
capacidade de quebra da emulsão, variou-se a salinidade da fase aquosa do SME com CaCl2
nas seguintes concentrações: 0 ppm (M1), 20 ppm (M2) e 1500 ppm (M3). Assim fixou-se a
composição do sistema (A, B ou C) e variou-se a salinidade (M1, M2 ou M3) para estudo
desta variável, como representados nas Figuras 4.29 a 4.33, onde MM significa
microemulsão modificada, SS significa solução salina e EM significa emulsão modificada:
Capítulo 4 – Resultado e discussões 87
Nário Cézar Câmara Alves – Janeiro de 2017 Dissertação de Mestrado – PPGEQ/UFRN
Figura 4-29. Ensaios de quebra da emulsão óleo em água de FNAs, em função da
salinidade da fase aquosa do SME na proporção microemulsão/fluido de 50/50.
Fonte: Autor
Figura 4-30. Ensaios de quebra da emulsão óleo em água de FNAs, em função da
salinidade da fase aquosa do SME na proporção microemulsão/fluido de 37,5/62,5.
Fonte: Autor
Capítulo 4 – Resultado e discussões 88
Nário Cézar Câmara Alves – Janeiro de 2017 Dissertação de Mestrado – PPGEQ/UFRN
Figura 4-31. Ensaios de quebra da emulsão óleo em água de FNAs, em função da
salinidade da fase aquosa do SME na proporção microemulsão/fluido de 25/75.
Fonte: Autor
Figura 4-32. Ensaios de quebra da emulsão óleo em água de FNAs, em função da
salinidade da fase aquosa do SME na proporção microemulsão/fluido de 12,5/87,5.
Fonte: Autor
Capítulo 4 – Resultado e discussões 89
Nário Cézar Câmara Alves – Janeiro de 2017 Dissertação de Mestrado – PPGEQ/UFRN
Figura 4-33. - Ensaios de quebra da emulsão óleo em água de FNAs, em função da
salinidade da fase aquosa do SME na proporção microemulsão/fluido de 7,5/92,5.
Fonte: Autor
Através da análise das Figuras 4.29 à 4.33, pode-se observar uma tendência à
repetição de resultados nos valores obtidos de cada fase, variando-se a salinidade da fase
aquosa do SME, excetuando-se o caso do teste utilizando o sistema M2 a uma proporção de
50%.
Assim, como feito nos ensaios onde se estudou a influência da proporção
microemulsão/fluido, observou-se os comportamentos de três fases obtidas pós quebra do
fluido de perfuração não aquoso (FNA): Microemulsão Modificada (MM), Solução Salina
(SS) e Fluido não aquoso recuperado (FNA recuperado). O comportamento destas três fases
nas análises forneceu um perfil de comportamento com relação à variação da salinidade da
fase aquosa da microemulsão.
Foram realizados testes em diferentes proporções microemulsão/fluido onde a
proporção de microemulsão variou de 7,5% a 50%. As Figuras de 4.34 a 4.47 apresentam os
resultados deste estudo:
Capítulo 4 – Resultado e discussões 90
Nário Cézar Câmara Alves – Janeiro de 2017 Dissertação de Mestrado – PPGEQ/UFRN
Figura 4-34. - Frações de MM, SS e FNA Recuperado obtidas nos testes de quebra de
emulsão, de acordo com a salinidade do meio aquoso no SME de composição A, numa
proporção microemulsão/fluido de 50%
Fonte: Autor
Figura 4-35. Frações de MM, SS e FNA Recuperado obtidas nos testes de quebra de
emulsão, de acordo com a salinidade do meio aquoso no SME de composição B, numa
proporção microemulsão/fluido de 50%
Fonte: Autor
Capítulo 4 – Resultado e discussões 91
Nário Cézar Câmara Alves – Janeiro de 2017 Dissertação de Mestrado – PPGEQ/UFRN
Figura 4-36. Frações de MM, SS e FNA Recuperado obtidas nos testes de quebra de
emulsão de acordo com a salinidade do meio aquoso no SME de composição C, numa
proporção microemulsão/fluido de 50%.
Fonte: Autor
Figura 4-37. Frações de MM, SS e FNA Recuperado obtidas nos testes de quebra de
emulsão, de acordo com a salinidade do meio aquoso no SME de composição A, numa
proporção microemulsão/fluido de 37,5%
Fonte: Autor
Capítulo 4 – Resultado e discussões 92
Nário Cézar Câmara Alves – Janeiro de 2017 Dissertação de Mestrado – PPGEQ/UFRN
Figura 4-38. Frações de MM, SS e FNA Recuperado obtidas nos testes de quebra de
emulsão de acordo com a salinidade do meio aquoso no SME de composição B numa
proporção microemulsão/Fluido de 37,5%
Fonte: Autor
Figura 4-39. Frações de MM, SS e FNA Recuperado obtidas nos testes de quebra de
emulsão de acordo com a salinidade do meio aquoso no SME de composição C numa
proporção microemulsão/Fluido de 37,5%
Fonte: Autor
Capítulo 4 – Resultado e discussões 93
Nário Cézar Câmara Alves – Janeiro de 2017 Dissertação de Mestrado – PPGEQ/UFRN
Figura 4-40. Frações de MM, SS e FNA Recuperado obtidas nos testes de quebra de
emulsão de acordo com a salinidade do meio aquoso no SME de composição A numa
proporção microemulsão/Fluido de 25%
Fonte: Autor
Figura 4-41. Frações de MM, SS e FNA Recuperado obtidas nos testes de quebra de
emulsão de acordo com a salinidade do meio aquoso no SME de composição B numa
proporção microemulsão/Fluido de 25%.
Fonte: Autor
Capítulo 4 – Resultado e discussões 94
Nário Cézar Câmara Alves – Janeiro de 2017 Dissertação de Mestrado – PPGEQ/UFRN
Figura 4-42. Frações de MM, SS e FNA Recuperado obtidas nos testes de quebra de
emulsão de acordo com a salinidade do meio aquoso no SME de composição C numa
proporção microemulsão/Fluido de 25%.
Fonte: Autor
Figura 4-43. Frações de MM, SS e FNA Recuperado obtidas nos testes de quebra de
emulsão de acordo com a salinidade do meio aquoso no SME de composição A numa
proporção microemulsão/Fluido de 12,5%.
Fonte: Autor
Capítulo 4 – Resultado e discussões 95
Nário Cézar Câmara Alves – Janeiro de 2017 Dissertação de Mestrado – PPGEQ/UFRN
Figura 4-44. Frações de MM, SS e FNA Recuperado obtidas nos testes de quebra de
emulsão de acordo com a salinidade o meio aquoso no SME de composição B numa
proporção microemulsão/Fluido de 12,5%
Fonte: Autor
Figura 4-45. - Frações de MM, SS e FNA Recuperado obtidas nos testes de quebra de
emulsão de acordo com a salinidade do meio aquoso no SME de composição C numa
proporção microemulsão/Fluido de 12,5%.
Fonte: Autor
Capítulo 4 – Resultado e discussões 96
Nário Cézar Câmara Alves – Janeiro de 2017 Dissertação de Mestrado – PPGEQ/UFRN
Figura 4-46. Frações de MM, SS e FNA Recuperado obtidas nos testes de quebra de
emulsão de acordo com a salinidade do meio aquoso no SME de composição A numa
proporção microemulsão/Fluido de 7,5%
Fonte: Autor
Figura 4-47. Frações de MM, SS e FNA Recuperado obtidas nos testes de quebra de
emulsão de acordo com a salinidade do meio aquoso no SME de composição B numa
proporção microemulsão/Fluido de 7,5%
Fonte: Autor
Analisando os gráficos das Figuras 4.34 à 4.47, e excetuando-se o caso de composição
B e C na proporção microemulsão/fluido de 50/50, tem-se um comportamento constante em
relação à diferença de salinidade da fase aquosa da microemulsão em todas as proporções
Capítulo 4 – Resultado e discussões 97
Nário Cézar Câmara Alves – Janeiro de 2017 Dissertação de Mestrado – PPGEQ/UFRN
micro/fluido. Isto ocorre, pois como explicado no sub-ítem 4.5, após a quebra da emulsão
A/O do fluido de perfuração, a fase aquosa deste fluido entra em contato com a matéria ativa
adicionada no sistema formando uma nova microemulsão denominada aqui de Microemulsão
Modificada(MM). A fase aquosa da emulsão A/O do fluido de perfuração apresenta
salinidade elevada (testes de salinidade realizados posteriormente), sendo muito superior à
maior salinidade da fase aquosa das fases aquosas iniciais das microemulsões utilizadas,
assim o comportamento desta nova microemulsão (MM) é pouco influenciado pela
salinidade da fase aquosa inicial da microemulsão, mas principalmente pela salinidade da
fase aquosa do fluido de perfuração.
Em relação às composições C e B na proporção de 50%, acredita-se que a variação
se apresente devido a possíveis erros de medição, pois devido à aderência nas paredes dos
béqueres, existiu a necessidade da utilização de volumes elevados nos ensaios, e ao realizar
os ensaios nessa proporção notou-se que tanto a fase SS como a fase MM, que tem uma
fluidez superior às demais, e que se encontrava na parte superior do béquer, no momento em
que era adicionada a amostra no tubo de ensaio graduado havia uma tendência de que estas
fases fossem coletadas em maior quantidade que as outras. Foi testada a agitação vigorosa
antes da adição ao tubo de ensaio, porém a diferença de fluidez das fases fazia com que estas
fossem coletadas em proporções maiores.
4.8 Influência da composição da microemulsão na quebra da emulsão
água em óleo do fluido de perfuração não aquoso
Sabendo-se que cada fase do SME tem um tipo de atuação no sistema, e suas
proporções podem influenciar diretamente nos resultados obtidos, decidiu-se estudar a
influência de cada componente da microemulsão utilizada na quebra da emulsão do FNA.
Assim, estudou-se 3 sistemas microemulsionados (M1, M2 e M3, de acordo com a Tabela
3.3) com diferentes composições, e que pudessem mostrar a influência da predominância de:
matéria ativa(composição A), fase oleosa(composição C) e um SME com equilíbrio nos
proporções de todas as fases(composição B).
Utilizando os resultados obtidos nos ensaios do estudo das proporções
microemulsão/fluido, rearranjou-se os dados de modo a analisar a influência de cada
Capítulo 4 – Resultado e discussões 98
Nário Cézar Câmara Alves – Janeiro de 2017 Dissertação de Mestrado – PPGEQ/UFRN
componente da microemulsão na quebra da emulsão A/O do fluido de perfuração. Os
resultados podem ser observados nas figuras de 4.48 a 4.62:
Figura 4-48. Composição do sistema obtido após teste de quebra de emulsão com
variação da composição do sistema Microemulsionado 1 a uma proporção de
microemulsão/fluido 50/50.
Fonte: Autor
Figura 4-49. Composição do sistema obtido após teste de quebra de emulsão com
variação da composição do sistema Microemulsionado 1 a uma proporção de
microemulsão/fluido 37,5/62,5
Fonte: Autor
Capítulo 4 – Resultado e discussões 99
Nário Cézar Câmara Alves – Janeiro de 2017 Dissertação de Mestrado – PPGEQ/UFRN
Figura 4-50. Composição do sistema obtido após teste de quebra de emulsão com
variação da composição do sistema Microemulsionado 1 a uma proporção de
microemulsão/fluido 25/75.
Fonte: Autor
Figura 4-51. Composição do sistema obtido após teste de quebra de emulsão com
variação da composição do sistema Microemulsionado 1 a uma proporção de
microemulsão/fluido 12,5/87,5.
Fonte: Autor
Capítulo 4 – Resultado e discussões 100
Nário Cézar Câmara Alves – Janeiro de 2017 Dissertação de Mestrado – PPGEQ/UFRN
Figura 4-52. Composição do sistema obtido após teste de quebra de emulsão com
variação da composição do sistema Microemulsionado 1 a uma proporção de
microemulsão/fluido 7,5/92,5.
Fonte: Autor
Figura 4-53. Composição do sistema obtido após teste de quebra de emulsão com
variação da composição do sistema Microemulsionado 2 a uma proporção de
microemulsão/fluido 50/50.
Fonte: Autor
Capítulo 4 – Resultado e discussões 101
Nário Cézar Câmara Alves – Janeiro de 2017 Dissertação de Mestrado – PPGEQ/UFRN
Figura 4-54. Composição do sistema obtido após teste de quebra de emulsão com
variação da composição do sistema Microemulsionado 2 a uma proporção de
microemulsão/fluido 37,5/62,5.
Fonte: Autor
Figura 4-55. Composição do sistema obtido após teste de quebra de emulsão com
variação da composição do sistema Microemulsionado 2 a uma proporção de
microemulsão/fluido 25/75.
Fonte: Autor
Capítulo 4 – Resultado e discussões 102
Nário Cézar Câmara Alves – Janeiro de 2017 Dissertação de Mestrado – PPGEQ/UFRN
Figura 4-56. Composição do sistema obtido após teste de quebra de emulsão com
variação da composição do sistema Microemulsionado 2 a uma proporção de
microemulsão/fluido 12,5/87,5.
Fonte: Autor
Figura 4-57. Composição do sistema obtido após teste de quebra de emulsão com
variação da composição do sistema Microemulsionado 2 a uma proporção de
microemulsão/fluido 7,5/92,5.
Fonte: Autor
Capítulo 4 – Resultado e discussões 103
Nário Cézar Câmara Alves – Janeiro de 2017 Dissertação de Mestrado – PPGEQ/UFRN
Figura 4-58. Composição do sistema obtido após teste de quebra de emulsão com
variação da composição do sistema Microemulsionado 3 a uma proporção de
microemulsão/fluido 50/50
Fonte: Autor
Figura 4-59. Composição do sistema obtido após teste de quebra de emulsão com
variação da composição do sistema Microemulsionado 3 a uma proporção de
microemulsão/fluido 37,5/62,5.
Fonte: Autor
Capítulo 4 – Resultado e discussões 104
Nário Cézar Câmara Alves – Janeiro de 2017 Dissertação de Mestrado – PPGEQ/UFRN
Figura 4-60. Composição do sistema obtido após teste de quebra de emulsão com
variação da composição do sistema Microemulsionado 3 a uma proporção de
microemulsão/fluido 25/75.
Fonte: Autor
Figura 4-61. Composição do sistema obtido após teste de quebra de emulsão com
variação da composição do sistema Microemulsionado 3 a uma proporção de
microemulsão/fluido 12,5/87,5.
Fonte: Autor
Capítulo 4 – Resultado e discussões 105
Nário Cézar Câmara Alves – Janeiro de 2017 Dissertação de Mestrado – PPGEQ/UFRN
Figura 4-62. Composição do sistema obtido após teste de quebra de emulsão com
variação da composição do sistema Microemulsionado 3 a uma proporção de
microemulsão/fluido 7,5/92,5.
Fonte: Autor
Assim como nos ensaios de quebra em relação à variação da proporção SME/fluido,
deve-se atentar para a evolução de três fases pós quebra, que são importantes para o
entendimento do comportamento do sistema em relação às diferentes composições das
microemulsões: Microemulsão Modificada (MM), Solução Salina (SS) e Fluido Não Aquoso
(FNA) Recuperado.
Observando as figuras 4.48 a 4.62 percebe-se a influência da composição da
microemulsão no ensaio de quebra de emulsão do FNA. Observa-se que para qualquer
sistema (seja ele M1, M2 ou M3), a ocorrência de variação na proporção dos componentes
do sistema microemulsão influi diretamente no resultado obtido nos testes de quebra de
emulsão, obtendo-se resultados diferentes nos ensaios onde foram utilizadas proporções de
50%, 37,5% e 25% de SME. Nos ensaios utilizando 12,5% e 7,5% dos sistemas M1 e M2,
os resultados obtidos são semelhantes, porém utilizando M3 a diferença da composição da
microemulsão continua influenciando nos resultados.
Observa-se que o sistema de composição A tem uma eficiência maior na obtenção da
fase MM nos testes de quebra de emulsão do FNA. Isto ocorre devido ao elevado teor de
matéria ativa (C/T (1:1)) presente nesta composição, que quebra a emulsão A/O do fluido de
perfuração formando uma nova fase microemulsionada. Já os sistemas B e C são os sistemas
Capítulo 4 – Resultado e discussões 106
Nário Cézar Câmara Alves – Janeiro de 2017 Dissertação de Mestrado – PPGEQ/UFRN
que obtém uma maior quantidade de FNA Recuperado, porém o mecanismo de obtenção
nestas duas composições se dá por motivos diferentes. No sistema de composição B, o alto
valor de FNA recuperado é devido a uma menor quantidade de matéria ativa presente e uma
maior quantidade de fase aquosa no SME. A menor quantidade de matéria ativa acarreta uma
menor eficiência na quebra da emulsão A/O do fluido de perfuração em comparação à
composição A, além do que o alto teor de fase aquosa no sistema diminui a região de WIV,
da microemulsão modificada, já que a mesma é uma limitante dessa região no diagrama
pseudoternário. No caso da composição C, o alto teor de FNA recuperado se dá devido ao
elevado teor de fase oleosa no SME, acarretando, assim, uma maior dificuldade na quebra da
emulsão A/O do fluido de perfuração.
As figuras 4.63, 4.64 e 4.65 apresentam um estudo detalhado da variação do valor de
Microemulsão Modificada (MM) obtida nos testes de quebra de emulsão utilizando os
sistemas M1, M2 e M3 (descritos na Tabela 3.3):
Figura 4-63. - Fração de MM obtida em testes de quebra de emulsão em função da
composição do sistema microemulsionado (SME) M1
Fonte: Autor
Capítulo 4 – Resultado e discussões 107
Nário Cézar Câmara Alves – Janeiro de 2017 Dissertação de Mestrado – PPGEQ/UFRN
Figura 4-64. Fração de MM obtida em testes de quebra de emulsão em função da
composição do sistema microemulsionado (SME) M2
Fonte: Autor
Figura 4-65. Fração de MM obtida em testes de quebra de emulsão em função da
composição do sistema microemulsionado (SME) M3
Fonte: Autor
Os valores referentes aos resultados mostrados nas figuras 4.63, 4.64 e 4.65 podem
ser observados nas tabelas 4.12, 4.13 e 4.13. Este comportamento, em relação aos valores de
MM obtida após a quebra da emulsão A/O do fluido de perfuração, pode ser explicado pelo
Capítulo 4 – Resultado e discussões 108
Nário Cézar Câmara Alves – Janeiro de 2017 Dissertação de Mestrado – PPGEQ/UFRN
valor de matéria ativa presente em cada composição, associado à quantidade de fase oleosa
(no caso da composição C). Como se tem uma maior quantidade de matéria ativa presente na
composição A, tem-se, consequentemente, uma maior quantidade de MM formada após
quebra da emulsão A/O do fluido de perfuração. No caso da composição C, onde se tem a
menor quantidade de matéria ativa inserida no sistema, a quantidade de MM formada após
a quebra tende a ser menor. Ainda avaliando a composição C, onde se tem um grande
percentual de fase óleo presente na microemulsão as gotículas de água presentes na emulsão
A/O ficam mais espaçadas dificultando a quebra desta emulsão. Logo se obtém uma grande
quantidade de fase contínua, sem necessariamente realizar a quebra da emulsão A/O do fluido
de perfuração.
Os resultados do estudo da evolução da fase SS em relação à composição da
microemulsão podem ser observados nas figuras 4.66, 4.67 e 4.68:
Figura 4-66. Fração de SS obtida em testes de quebra de emulsão em função da
composição do sistema microemulsionado (SME) M1
Fonte: Autor
Capítulo 4 – Resultado e discussões 109
Nário Cézar Câmara Alves – Janeiro de 2017 Dissertação de Mestrado – PPGEQ/UFRN
Figura 4-67. Fração de SS obtida em testes de quebra de emulsão em função da
composição do sistema microemulsionado (SME) M2.
Fonte: Autor
Figura 4-68. Fração de SS obtida em testes de quebra de emulsão em função da
composição do sistema microemulsionado (SME) M3.
Fonte: Autor
Capítulo 4 – Resultado e discussões 110
Nário Cézar Câmara Alves – Janeiro de 2017 Dissertação de Mestrado – PPGEQ/UFRN
Os valores referentes aos gráficos mostrados nas figuras 4.66, 4.67 e 4.68 podem ser
obervados nas tabelas 4.8, 4.9 e 4.10.
Em relação à fase SS, tem-se uma repetição de comportamento em quase todos os
sistemas (exceto em M3 a 12,5%). Entre 50% e 25% pode-se observar que os sistemas de
quebra dos três SMEs se comportam de maneira semelhante, onde se obtém valores de água
próximos nas composições A e B, o que mostra uma saturação de água na MM (como descrito
no sub-ítem 4.5), logo estes valores se mantém próximos. Já na composição C tem-se um
valor de água recuperada muito baixo. Isto se deve ao fenômeno descrito anteriormente, onde
por ter uma fração de fase oleosa muito elevada, a composição C dispersa as gotículas de
água presentes no sistema dificultando a coalescência das mesmas e por consequência, a
quebra da emulsão A/O do fluido de perfuração. Já nas concentrações de 12,5% e 7,5% para
os sistemas de M1 e M2 foram obtidos valores de fase água similares, e superiores aos
demais. Este fenômeno demonstra que estas são as proporções de microemulsão onde se
obtém uma coalescência efetiva das gotículas de água. A partir deste ponto, com o aumento
da adição do SME (logo adição de mais matéria ativa), forma-se a fase MM, que é composta
pelo SME (utilizado como desemulsificante) e as fases óleo e água, extraídas a partir da
quebra da emulsão A/O do fluido de perfuração. Pode-se observar nas figuras 4.69, 4.70 e
4.71 a evolução dos valores da FNA recuperado obtidos nos testes de quebra de emulsão.
Figura 4-69. Fração de FNA Recuperado obtida em teste de quera de emulsão
relacionada à composição do sistema microemulsionado (SME) M1.
Fonte: Autor
Capítulo 4 – Resultado e discussões 111
Nário Cézar Câmara Alves – Janeiro de 2017 Dissertação de Mestrado – PPGEQ/UFRN
Figura 4-70. Fração de FNA Recuperado obtida em testes de quebra de emulsão em
função da composição do sistema microemulsionado (SME) M1.
Fonte: Autor
Figura 4-71. Fração de FNA Recuperado obtida em testes de quebra de emulsão em
função da composição do sistema microemulsionado (SME) M1.
Fonte: Autor
Os valores referentes aos gráficos das figuras 4.69, 4.70 e 4.71 podem ser observados
nas tabelas 4.16, 4.17 e 4.18.
Assim como explicado no sub-ítem 4.5, os valores de FNA Recuperado são
diretamente relacionados aos valores da fase MM, haja vista que a MM é gerada a partir da
Capítulo 4 – Resultado e discussões 112
Nário Cézar Câmara Alves – Janeiro de 2017 Dissertação de Mestrado – PPGEQ/UFRN
quebra do FNA Original. Com o aumento na quantidade matéria ativa no sistema, decorrente
do aumento da proporção microemulsão/fluido, ocorrerá a quebra do FNA Recuperado
residual.
No caso da composição C no ensaio de proporção microemulsão/fluido de 7,5% o
valor admitido é igual a zero, pois entendeu-se que a fase FNA Recuperado é definida como
sendo a fase pós quebra onde ocorre a diminuição efetiva da fração de água devido a
coalescência da mesma. Como neste caso admitiu-se que a coalescência das gotículas de água
foi prejudicada devido à alta porcentagem da fase oleosa nessa composição, o FNA
Recuperado é decorrente da inserção de óleo (presente em abundância no SME de
composição C) no sistema, e não devido a extração de água, resultante da coalescência das
gotículas de água e consequente quebra da emulsão.
4.9 Influência da temperatura na quebra da emulsão água em óleo do
fluido de perfuração não aquoso
Sabe-se que a temperatura é uma variável preponderante na transição das regiões de
Winsor. Devido a isso se utilizou um banho termostatizado, a 62°C (144°F), simulando
temperatura média de fluidos em campo, nos ensaios de quebra para estudar a influência
desta variável nos resultados obtidos. Utilizou-se o mesmo fluido para a realização dos
ensaios, porém, como o mesmo passou alguns dias em repouso após os primeiros ensaios, foi
necessária uma nova bateria de testes para caracterizá-lo. Suas novas propriedades podem
ser observadas na Tabela 4.2. ( pág. 40 )
Admitindo a linearidade dos testes, foram realizados testes em somente duas
proporções (50% e 37,5%) e um SME (M1), sendo realizados ensaios sem aquecimento
prévio e com aquecimento. Os resultados podem ser observados nas figuras de 4.72 à 4.77.
Capítulo 4 – Resultado e discussões 113
Nário Cézar Câmara Alves – Janeiro de 2017 Dissertação de Mestrado – PPGEQ/UFRN
Figura 4-72. Influência da temperatura na quebra da emulsão água em óleo do fluido
de perfuração não aquoso, utilizando microemulsão M1A a uma proporção de 50%.
Fonte: Autor
Figura 4-73. Influência da temperatura na quebra da emulsão água em óleo do fluido
de perfuração não aquoso, utilizando microemulsão M1B a uma proporção de 50%.
Fonte: Autor
Capítulo 4 – Resultado e discussões 114
Nário Cézar Câmara Alves – Janeiro de 2017 Dissertação de Mestrado – PPGEQ/UFRN
Figura 4-74. Influência da temperatura na quebra da emulsão água em óleo do fluido
de perfuração não aquoso, utilizando microemulsão M1C a uma proporção de 50%.
Fonte: Autor
Figura 4-75. Influência da temperatura na quebra da emulsão água em óleo do fluido
de perfuração não aquoso, utilizando microemulsão M1A a uma proporção de 37,5%.
Capítulo 4 – Resultados e Discussões 115
Nário Cézar Câmara Alves – Dezembro de 2016 Dissertação de Mestrado – PPGEQ/UFRN
Fonte: Autor
Figura 4-76. Influência da temperatura na quebra da emulsão água em óleo do fluido de
perfuração não aquoso, utilizando microemulsão M1B a uma proporção de 37,5%.
Fonte: Autor
Figura 4-77. Influência da Temperatura na quebra da emulsão água em óleo do fluido
de perfuração não aquoso, utilizando microemulsão M1C a uma proporção de 37,5%.
Fonte: Autor
Observa-se nas Figuras 4.75 a 4.80 que a temperatura influencia diretamente nos
resultados obtidos, principalmente nos sistemas microemulsionados de composição A. Isso
ocorre pois com o aumento da temperatura do sistema, a hidrofobicidade do tensoativo presente
na matéria ativa (C/T (1:1)) diminui, fazendo com que a região de WIV da microemulsão
Capítulo 4 – Resultados e Discussões 116
Nário Cézar Câmara Alves – Dezembro de 2016 Dissertação de Mestrado – PPGEQ/UFRN
modificada (MM) seja expandida, o que acarreta em um incremento na obtenção da fase MM
e uma diminuição da fase FNA recuperado, haja vista que, como dito anteriormente, o
comportamento de ambas as fases se dá de maneira inversa.
Assim como foi feito em todo este trabalho, estudou-se a evolução das fases MM, SS e
FNA Recuperado, tendo a possibilidade de estudar a influência da temperatura no resultado
obtido. As figuras 4.78, 4.79 e 4.80 mostram o resultado desse estudo.
Figura 4-78. Influência da temperatura na obtenção de MM nos testes de quebra da
emulsão fluido de perfuração não aquoso a diferentes proporções microemulsão/fluido
Fonte: Autor
Figura 4-79. Influência da temperatura na obtenção de SS nos testes de quebra da
emulsão fluido de perfuração não aquoso a diferentes proporções microemulsão/fluido.
Fonte: Autor
Capítulo 4 – Resultados e Discussões 117
Nário Cézar Câmara Alves – Dezembro de 2016 Dissertação de Mestrado – PPGEQ/UFRN
Figura 4-80. Influência da temperatura na obtenção de FNA Recuperado nos testes de
quebra da emulsão fluido de perfuração não aquoso a diferentes proporções
microemulsão/fluido.
Fonte: Autor
Os valores referentes aos gráficos das Figuras 4.78, 4.79 e 4.80 podem ser observados
nas Tabelas 4.221, 4.23 e 4.24.
Tabela 4-22.Valores de Microemulsão Modificada (MM) obtida nos ensaios de quebra
da emulsão com variação de temperatura
Fonte: Autor
Tabela 4-23. Valores de Solução Salina (SS) obtida nos ensaios de quebra da emulsão
com variação de temperatura.
Fonte:Autor
Proporção fluido /microemulsão
M1A M1A + Temp M1B M1B + Temp M1C M1C + Temp
50% 41 50 35 56 23 21
37,5% 27 35 20 27 18 17
Proporção fluido /microemulsão
M1A M1A + Temp M1B M1B + Temp M1C M1C + Temp
50% 16 14 16 14 0 4 37,5% 15 19 15 18 0 0
Capítulo 4 – Resultados e Discussões 118
Nário Cézar Câmara Alves – Dezembro de 2016 Dissertação de Mestrado – PPGEQ/UFRN
Tabela 4-24. Valores de FNA Recuperado obtida nos ensaios de quebra da emulsão com
variação de temperatura
Proporção fluido /microemulsão
M1A M1A + Temp M1B M1B + Temp M1C M1C + Temp
50% 1 1 20 5 58 28 37,5% 33 21 33 22 58 62
Fonte: Autor
Analisando os resultados apresentados nas Tabelas 4.22, 4.23 e 4.24 distinguem-se dois
comportamentos preponderantes com o aumento da temperatura no ensaio de quebra: o
aumento do valor da MM e a diminuição do valor de FNA Recuperado. Isso ocorre devido à
diminuição da hidrofobicidade do tensoativo. Observando as figuras 4.1, 4.2 e 4.3 pode-se
perceber que nestes SME, de acordo com os diagramas pseudoternários, a elevação da
quantidade de água nos sistemas leva ao aumento das regiões de Winsor I (WI) em detrimento
da região de Winsor IV (WIV). Logo o aumento da hidrofilicidade do tensoativo, devido ao
acréscimo da temperatura, fará com que a região de WIV seja expandida, permitindo assim uma
maior captação de água na nova microemulsão, acarretando uma maior eficiência na quebra da
emulsão A\O do fluido de perfuração e uma diminuição da fase FNA Recuperado.
Diante de todos os resultados obtidos, pode-se classificar como sendo o ponto ótimo
àquele ponto onde se conseguiu obter todas as fases pós-quebra (Parafina, MM, SS, FNA
Recuperado, EM e Barita) e a obtenção de FNA Recuperado se dê em patamares elevados, haja
vista que este será reutilizado em uma amostra de fluido de perfuração não aquoso contaminado.
Assim, baseado nos resultados obtidos o ponto definido como sendo o ponto ótimo foi o ponto
do sistema M1, de proporção de microemulsão/fluido igual a 12,5%/87,5%, composição A e
temperatura ambiente.
4.10 Reaproveitamento do Fluido Não Aquoso recuperado
Após os testes de quebra do fluido não aquoso foi realizado teste de caracterização do
FNA recuperado obtido em um ensaio de quebra na proporção microemulsão/fluido de
12,5/87,5 para o sistema M1 (de acordo com sub-item 4.6). Assim, utilizando uma centrífuga
de 100 ml, realizou-se o ensaio de quebra na proporção anteriormente citada, visando a coleta
da fase FNA Recuperado para teste de reutilização.
Após o ensaio de quebra (que teve valores compatíveis com os testes realizados
anteriormente) caracterizou-se a composição da fase FNA recuperado através de um teste de
retorta, cujo resultado encontra-se na Tabela 4-25:
Capítulo 4 – Resultados e Discussões 119
Nário Cézar Câmara Alves – Dezembro de 2016 Dissertação de Mestrado – PPGEQ/UFRN
Tabela 4-25. Composição do FNA Recuperado no teste de reaproveitamento
Fases Fração
Óleo 71
Água 22
Sólidos 7
Fonte: Autor
Foram coletados 30 mL de FNA Recuperado proveniente do ensaio de quebra
supracitado. Estes 30 mL foram adicionados a 70 mL do fluido de perfuração caracterizado na
Tabela 4.2 ( pág. 40 ) Após a adição foram realizados testes de retorta e reologia, assim como
a observação in loco da possibilidade da existência de possíveis traços de matéria ativa da
microemulsão (utilizada como agente desemulsificante) no FNA Recuperado e assim acarretar
a quebra da emulsão A/O do fluido de perfuração, o que não ocorreu. O fluido mostrou-se
estável e sem vestígios de quebra de emulsão ou desprendimento de fases. Os resultados dos
testes físicos realizados no fluido aditivado de FNA Recuperado encontram-se na Tabela 4.26.
Tabela 4-26. Comparativo das propriedades físicas entre fluido de perfuração original e
o fluido aditivado pelo FNA Recuperado obtido no ensaio de quebra.
PROPRIEDADE VARIÁVEIS DE MEDIÇÃO
RESULTADO FLUIDO ORIGINAL
RESULTADO FLUIDO ADITIVADO
Peso - 11,1 ppg 10,1 ppg
Reologia 600/300 rpm 121/74 Ɵ 85/53 Ɵ 200/100 rpm 59/37 Ɵ 42/28 Ɵ
6/3 rpm 9/6 Ɵ 11/9 Ɵ Gi 17 Ɵ 16 Ɵ Gf 58 Ɵ 62 Ɵ
Viscosidade Plástica (VP) - 47 Cp 32 cP
Limite de escocamento (LE)
- 33 lbf/100ft³ 21 lbf/100ft³
RAOS Água 28% 26% Óleo 56% 61%
Sólidos 16% 13%
Fonte: Autor
De acordo com os resultados apresentados na Tabela 4-26, Observou-se uma melhora
significativa nos parâmetros reológicos a partir da adição do FNA Recuperado no fluido de
perfuração original, onde a viscosidade plástica do sistema passou de 47 cP para 32 cP e o limite
de escoamento passou de 33 para 21. Além do que foi obtida uma melhoria na razão A/O, onde
anteriormente à aditivação do sistema tinha-se uma razão de 32/68 (sistema com 28% e de água,
Capítulo 4 – Resultados e Discussões 120
Nário Cézar Câmara Alves – Dezembro de 2016 Dissertação de Mestrado – PPGEQ/UFRN
56% óleo) e após a aditivação foi obtida uma razão de 29/71 (sistema com 26% e de água, 61%
óleo).
Capítulo 5
Conclusões Gerais
Capítulo 5 – Conclusões gerais 122
Nário Cézar Câmara Alves – Janeiro de 2017 Dissertação de Mestrado – PPGEQ/UFRN
5 Conclusões gerais
A realização deste trabalho permitiu chegar às seguintes conclusões:
A utilização de sistemas microemulsionados se mostrou muito mais eficiente na quebra
da emulsão A/O em fluidos de perfuração não aquosos do que a utilização dda matéria
ativa C/T pura;
O mecanismo de quebra utilizando sistemas microemulsionados tem como subprodutos
novos sistemas microemulsionados, assim como um baixo teor de parafina livre;
Após a quebra da emulsão A/O do fluido de perfuração, as fases óleo e água,
provenientes do fluido de perfuração, se ligam à matéria ativa inserida no sistema
formando uma nova microemulsão, denominada microemulsão modificada (MM);
A quantidade e o tipo de subprodutos (fases), obtidos nos ensaios de quebra, depende
diretamente da proporção do sistema microemulsionado utilizada no ensaio. Em ensaios
com baixa proporção de sistema microemulsionado, obteve-se uma fase de fluido de
perfuração não aquoso tratado (FNA Recuperado) com alto teor de óleo. Porém, ao
aumentar esta proporção, todo este fluido foi quebrado e suas fases (água, óleo e sólidos)
foram englobadas por outras fases (microemulsão modificada, emulsão modificada,
solução salina, parafina);
A diferença de salinidade da fase aquosa do sistema microemulsionado pouco
influenciou nos resultados dos testes de quebra da emulsão, pois a salinidade do fluido
de perfuração é muito superior à salinidade do sistema microemulsionado, o que a torna
preponderante;
A temperatura em que o ensaio é feito influencia nas fases obtidas após a quebra, pois
ela altera a hidrofilicidade do tensoativo, acentuando, assim, a produção de uma nova
microemulsão modificada;
A composição do sistema microemulsionado influencia nas fases obtidas no ensaio de
quebra, onde sistemas com alto teor de matéria ativa se mostram mais eficientes na
quebra da emulsão A/O do fluido de perfuração não aquoso. Os sistemas de composição
B apresentaram os melhores resultados, caso se deseje a obtenção de FNA Recuperado;
Sabendo-se que a parafina é o ativo principal dos fluidos de perfuração não aquosos, ela
está presente, em três das fases obtidas após a quebra da emulsão: Parafina Livre,
Microemulsão modificada e FNA Recuperado, e tem possibilidade de reutilização.
Capítulo 5 – Conclusões gerais 123
Nário Cézar Câmara Alves – Janeiro de 2017 Dissertação de Mestrado – PPGEQ/UFRN
O teor de parafina livre obtido é baixo, porém em baixas proporções de sistema
microemulsionado tem-se a obtenção de um alto teor de FNA Recuperado, que pode ser
reutilizado como fluido de perfuração.
A readitivação do fluido FNA recuperado levou à um fluido com propriedades
semelhantes e / ou até melhores que o fluido inicial.
Referências
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