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UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO NORTE
CENTRO DE TECNOLOGIA
DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA DE PETRÓLEO
PROGRAMA DE RECURSOS HUMANOS ANP - PRH 43
TATIANA DE ANDRADE BORGES
INFLUÊNCIA DA INJEÇÃO DE SOLUÇÕES TENSOATIVAS NA RECUPERAÇÃO
DE PETRÓLEO POR EMBEBIÇÃO ESPONTÂNEA
NATAL- RN
JANEIRO, 2013
ii
TATIANA DE ANDRADE BORGES
Relatório final apresentado ao Programa de
Recursos Humanos PRH – 43/ANP do Curso de
Graduação em Engenharia do Petróleo da
Universidade Federal do Rio Grande do Norte.
Orientadora: Prof.ª Dra Vanessa Cristina Santanna.
NATAL- RN
JANEIRO, 2013
iii
AGRADECIMENTOS
Primeiramente a Deus, sempre presente em minha vida, confortando-me nos
momentos de dúvida e tristeza;
Aos meus pais Jairo e Anacilde, e minha irmã Talitha, pelo amor e compreensão,
em todos os momentos dessa longa caminhada e por me transmitirem força e exemplo de
vida;
Especialmente à Profª Dra. Vanessa Cristina Santanna, pela orientação, mais
principalmente pelo respeito, confiança e paciência;
À Profª Dra. Tereza Neuma e ao Prof. Dr. Eduardo Lins por abrirem as portas dos
seus respectivos laboratórios, Laboratórios de Tecnologia de Tensoativo (LTT) e Núcleo de
Processamento em Engenharia Química (NUPEG) para a realização dos ensaios
experimentais.
Ao colega Ewerton pela enorme boa vontade, sempre com disposição a ajudar
com suas valiosas dicas;
Um agradecimento mais que especial ao Alex, por ter me auxiliado com
prontidão, bom humor, além do carinho e amizade que me dedicou em tão pouco tempo de
convívio;
Ao André Nascimento pelas análises de tensões interfaciais realizadas;
Aos meus amigos da Engenharia do Petróleo, que de forma direta ou indireta
fizeram parte desta caminhada;
A ANP/PRH 43 e Finep pela bolsa de iniciação científica concedida.
iv
“...
Nunca deixe que lhe digam
Que não vale a pena
Acreditar no sonho que se tem
Ou que seus planos nunca vão dar certo
Ou que você nunca vai ser alguém
Tem gente que machuca os outros
Tem gente que não sabe amar
Mas eu sei que um dia a gente aprende
Se você quiser alguém em quem confiar
Confie em si mesmo
Quem acredita sempre alcança... ”
(Flávio Venturine e Renato Russo)
v
RESUMO
Embebição capilar refere-se ao processo espontâneo de deslocamento de fluido no meio
poroso até que alcance o equilíbrio capilar. Condições desfavoráveis de molhabilidade, alta
viscosidade do óleo e elevadas tensões interfaciais entre as fases pode não produzir uma
recuperação efetiva devido a muitos fatores e requer um esforço adicional para melhorar a
recuperação do petróleo. Neste caso, o tensoativo tem a finalidade de reduzir as tensões
interfaciais entre a água e o óleo, que é uma propriedade termodinamicamente fundamental de
uma interface, aumentando a eficiência de varrido. Este trabalho objetiva identificar e analisar
os mecanismos da recuperação do petróleo por embebição espontânea. Experimentos de
embebição estáticos foram realizados utilizando arenitos da Formação Botucatu totalmente
saturados com óleo (petróleo bruto proveniente do Campo de Ubarana, diluído em 5% de
xileno). Os plugues foram expostos a embebição por salmoura (KCl a 2%) e por soluções de
tensoativos, e a recuperação foi monitorada em função do tempo. Os resultados foram
analisados utilizando três indicadores: velocidade de embebição capilar, a fração de óleo
recuperado e a forma ou perfil da curva de recuperação. A velocidade de embebição capilar e
o fator recuperação foram maiores para o tensoativo iônico, sendo esse de 42 % contra 15,8%
para a injeção com tensoativo não–iônico. O número de Bond inverso (NB-1
), a forma e o
perfil de recuperação indicaram três tendências da dinâmica de embebição capilar: para a
solução salina o NB-1
foi de 6,3447, sendo as forças capilares dominantes; para a solução de
sabão base (tensoativo iônico) seguiu outra tendência, com NB-1
igual a 0,0034, tendo o
mecanismo completamente segregado pela gravidade; e para a solução de Renex 200
(tensoativo não-iônico), ambas as forças foram efetivas. Esses efeitos também foram
confirmados pelas formas das curvas de recuperação.
Palavras-chave: embebição; recuperação avançada; tensoativo; tensão interfacial.
vi
ABSTRACT
Capillary imbibition process relates to the spontaneous displacement of fluid in the porous
medium until reach capillary equilibrium. Unfavorable wettability, high oil viscosity and high
interfacial tensions between the phases can not produce an effective recovery due to many
factors and requires an extra effort to improve oil recovery. In this case the surfactant is
intended to reduce the interfacial tension between water and oil, which is a fundamental
property of a thermodynamically interface, increasing the swept efficiency. This study aims to
identify and analyze the mechanisms of oil recovery by spontaneous imbibition. Static
imbibition experiments were performed using sandstone from Botucatu formation totally
saturated with crude oil (oil from Ubarana field diluted with 5% xylene). The plugs samples
were exposed to immersion in brine (2% KCl) and surfactants solutions and oil recovery was
monitored versus time. The results were analyzed using three indicators: capillary imbibition
rate, the fraction of oil recovered and the shape or profile of the curve of recovery. The
capillary imbibition rate and recovery factor were higher for the ionic surfactant, this being
42% against 15.8% for the injection with non-ionic surfactant. The inverse number of Bond
(NB-1
), the shape and recovery profile showed three trends of the dynamics of capillary
imbibitions: for saline NB-1
was 6.3447, and the capillary forces dominate; for soap solution
(ionic surfactant) followed by another base trend with NB-1
= 0.0034, with the mechanism
completely segregated by gravity; and for Renex 200 solution (non-ionic surfactant), both
forces were effective. These effects were confirmed by recovery curves form.
Keywords: imbibition; oil recovery; surfactant; interfacial tension.
vii
LISTA DE FIGURAS
Figura 3.1-Afloramento de arenito da Formação Botucatu ..................................................... 17
Figura 3.2- Distribuição de fluidos no meio poroso. (A) rocha molhável a água; (B) rocha
molhável ao óleo ....................................................................................................................... 21
Figura 3.3- Relação entre a tensão interfacial de um sistema rocha/fluidos e o ângulo de
contato. ..................................................................................................................................... 22
Figura 3.4- Molhabilidade de sistemas rocha/água/óleo. (A) rocha preferencialmente
molhável a água. (B) molhável ao óleo .................................................................................... 23
Figura 3.5- Curva típica de produção por embebição. ............................................................ 24
Figura 3.6- Mecanismos de embebição. (A) Contracorrente e (B) Concorrente..................... 26
Figura 3.7- Curvas de pressão capilar na embebição .............................................................. 27
Figura 3.8- Esquema representativo dos mecanismos de embebição ...................................... 28
Figura 3.9- Esboço do fluxo de durante embebição espontânea e suas respectivas curvas de
recuperação versus tempo. (A) governada por forças capilares, (B) governada por uma
combinação da gravidade e as forças capilares e (C) é governada por forças de gravidade .... 31
Figura 3.10– Representação de um componente tensoativo .................................................. 33
Figura 3.11- Escala de Griffin ................................................................................................. 34
Figura 3.12- Tensoativo aniônico: Dodecil sulfato de sódio (C12H25SO4Na) ......................... 36
Figura 3.13- Tensoativo catiônico: Trimetilhexadecilamonio [(C16H33)N(CH3)3Br] ............. 36
Figura 3.14- Tensoativo não iônico: Álcool laurílico etoxilado (EO7)................................... 36
Figura 3.15- Tensoativo anfótero: Alquil amido propil bentaína ............................................ 37
Figura 3.16- Esquema do processo de formação das micelas ................................................. 38
Figura 3.17- Representação dos tipos de micelas .................................................................... 38
Figura 3.18- Representação das variações em propriedades físico-químicas de soluções
aquosas em função da concentração de tensoativo ................................................................... 39
Figura 3.19- Diagrama de fases generalizado para tensoativos iônicos em solução aquosa ... 40
Figura 4.1- Tensiômetro Kruss (K100C) para medidas de tensão interfacial (A); Imersão do
anel nos sistemas (solução aquosa + petróleo) (B) ................................................................... 43
Figura 4.2- Plugue de arenito Botucatu ................................................................................... 44
Figura 4.3. Esquema do porosímetro. a) célula 1; b) célula 2; c) peças de aço utilizadas como
padrões de volumes; d) bomba positiva; e) manômetro; f) cilindro de nitrogênio e g)
transdutor de pressão ................................................................................................................ 45
viii
Figura 4.4- Representação do simulador de reservatório. (a) fluido de deslocamento; (b)
bomba; (c) célula de injeção de fluidos; (d) transdutor; (e) estufa; (g) holder; (h) coletor dos
fluidos injetados; (i) linha de injeção dos fluidos; (j) linha de saída de fluido e (k) monômetro.
.......... ........................................................................................................................................ 45
Figura 4.5- Célula de embebição Espontânea ......................................................................... 47
Figura 5.1-Fator de recuperação obtido para as soluções aquosas utilizadas nos ensaios de
embebição ................................................................................................................................. 51
Figura 5.2- Curvas de recuperação na embebição com número de Bond inverso .................. 52
Figura 5.3- Dinâmica da embebição espontânea. (A) governada por uma combinação da
gravidade e forças capilares e (B) governada apenas por forças de gravidade ........................ 53
ix
LISTA DE TABELAS
Tabela 4.1– Tensoativos utilizados e suas características ....................................................... 41
Tabela 5.1- Propriedades dos fluidos utilizados ...................................................................... 49
Tabela 5.2- Propriedades dos testemunhos utilizados nos ensaios de embebição ................... 49
Tabela 5.3- Dados de tensão interfacial entre as fases aquosa e a fase oléica à temperatura
ambiente ................................................................................................................................... 50
Tabela 5.4- Número de Bond inverso para os sistemas utilizados .......................................... 52
x
LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS
BHL Balanço hidrofílico - lipofílico
c.m.c. Concentração micelar crítica (g/mL)
FR Fator de recuperação
g Aceleração da gravidade (9,8 m2
/s)
K Permeabilidade absoluta (mD)
L Comprimento (m)
M Razão de mobilidade
mD Milidarcy
ΔP Diferencial de pressão (atm)
Q Vazão (cm3/s)
So Saturação de óleo
t Tempo (dias)
V Volume (mL)
Vo Volume de óleo (mL)
Vp Volume poroso
xi
LISTA DE SÍMBOLOS
μ Viscosidade (cP)
μo Viscosidade do óleo (cP)
μw Viscosidade da água (cP)
λo Mobilidade do óleo
λw Mobilidade da água
σos Tensão interfacial entre o sólido e a fase oleosa (mN/m)
σws Tensão interfacial entre o sólido e a fase aquosa (mN/m)
σwo Tensão interfacial entre as fases aquosa e oleosa (mN/m)
Tensão interfacial (mN/m)
θ Ângulo de contato
φ Porosidade
ρ Massa específica (g/mL)
xii
SUMÁRIO
LISTA DE FIGURAS ........................................................................................................... VII
LISTA DE TABELAS ........................................................................................................... IX
LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS ............................................................................ X
LISTA DE SÍMBOLOS ........................................................................................................ XI
1- INTRODUÇÃO .................................................................................................................. 14
2- OBJETIVOS ....................................................................................................................... 15
2.1. OBJETIVO GERAL ............................................................................................................. 15
2.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS .................................................................................................. 15
3- ASPECTOS TEÓRICOS ................................................................................................... 16
3.1- PETRÓLEO ...................................................................................................................... 16
3.2- ROCHA RESERVATÓRIO .............................................................................................. 16
3.2.1- Arenito da formação Botucatu ............................................................................ 17
3.3- PROPRIEDADES DOS FLUIDOS E DAS ROCHAS .................................................. 18
3.3.1- Porosidade ............................................................................................................. 18
3.3.2- Permeabilidade ...................................................................................................... 19
3.3.3- Saturação ............................................................................................................... 19
3.3.4- Grau API................................................................................................................ 20
3.3.5- Mobilidade ............................................................................................................. 20
3.3.6- Molhabilidade ........................................................................................................ 21
3.4- EMBEBIÇÃO ................................................................................................................ 23
3.4.1- Fundamentos da embebição ................................................................................. 24
3.4.2- Deslocamento por embebição............................................................................... 26
3.4.3- Embebição em escala de laboratório ................................................................... 28
3.5- MÉTODO DE RECUPERAÇÃO AVANÇADA: INJEÇÃO DE TENSOATIVOS ..... 32
3.5.1- Tensoativos ............................................................................................................ 33
3.5.2- Classificação .......................................................................................................... 33
3.5.2.1- Quanto à aplicação ou função dos tensoativos ................................................. 34
3.5.2.2- Quanto à estrutura química .............................................................................. 35
3.5.2.2.1- Tensoativos iônicos ................................................................................... 35
3.5.2.2.2- Tensoativos não-iônicos ............................................................................ 36
3.5.2.2.3- Tensoativos anfóteros ................................................................................ 37
3.5.2.2.4- Tensoativos zwitteriônicos ......................................................................... 37
3.5.3- Concentração micelar crítica ............................................................................... 37
3.5.4- Ponto de Kraft e ponto de turbidez .......................... Erro! Indicador não definido.
4- METODOLOGIA .............................................................................................................. 40
4.1- REAGENTES E EQUIPAMENTOS UTILIZADOS .................................................... 40
4.2- CARACTERIZAÇÃO DOS FLUIDOS ........................................................................ 41
4.2.1- Determinação da densidade ................................................................................. 41
xiii
4.2.2-Determinação da tensão interfacial ...................................................................... 41
4.3- ROCHA RESERVATÓRIO UTILIZADA .................................................................... 42
4.3.1-Determinação da Porosidade ................................................................................ 43
4.4-SISTEMA DE INJEÇÃO DE PETRÓLEO .................................................................... 44
4.5- ENSAIOS DE EMBEBIÇÃO ........................................................................................ 46
4.5.1-Determinação do volume de óleo recuperado ..................................................... 46
4.5.2- Análise quantitativa: cálculo do fator de recuperação ...................................... 47
4.5.3-Análise qualitativa: número de Bond inverso ..................................................... 47
5- RESULTADOS E DISCUSSÃO ....................................................................................... 48
5.1- ANÁLISE QUANTITATIVA ....................................................................................... 49
5.1.1-Fator de recuperação ............................................................................................. 49
5.2- ANÁLISE QUALITATIVA .......................................................................................... 51
5.2.1- Número de Bond inverso ...................................................................................... 51
6- CONCLUSÃO .................................................................................................................... 53
REFERÊNCIAS ..................................................................................................................... 54
ANEXO .................................................................................................................................... 58
14
Tatiana de Andrade Borges Relatório ANP/PRH 43- DEPET/UFRN
1- INTRODUÇÃO
Embebição refere-se ao processo espontâneo de deslocamento de fluido no meio
poroso até que alcance o equilíbrio capilar. Este fenômeno foi reconhecido em numerosos
tipos de processos de recuperação, incluindo injeção de água em reservatórios heterogêneos,
recuperação térmica por injeção de vapor através da embebição de água condensada, e por
injeções alternadas de água e gás (MORROW e MASON, 2001).
O desempenho do método de embebição depende de vários parâmetros, incluindo
porosidade, permeabilidade e molhabilidade da rocha, viscosidades e densidades dos fluidos,
saturação de água inicial, condições termodinâmicas e tensões interfaciais. Condições
desfavoráveis tais como o óleo pesado, molhabilidade, limitações no deslocamento do
petróleo, porosidade, baixa permeabilidade e alta tensão interfacial exigem um esforço
adicional para aumentar a recuperação de petróleo.
Diversos pesquisadores nos últimos setenta anos vêm estudando os efeitos dos
tensoativos na produção e recuperação de petróleo. Anteriormente, foi demonstrado que a
injeção dessas soluções diminui as tensões interfaciais com a fase oleosa e isso é útil por
acelerar a recuperação. Essa é uma questão importante do ponto de vista prática da engenharia
porque estes métodos nem sempre podem produzir melhorias na embebição capilar. Assim,
antes de se injetar estes fluidos de alto custo em reservatórios faz-se necessário esclarecer
aspectos sobre a dinâmica desse processo em menor escala.
Todavia, no Brasil, estudos sobre esse mecanismo ainda são incipientes. Em suma, o
trabalho em questão vem contribuir significativamente às pesquisas relacionadas à influência
de tensoativos na recuperação avançada de petróleo por embebição espontânea.
15
Tatiana de Andrade Borges Relatório ANP/PRH 43- DEPET/UFRN
2- OBJETIVOS
2.1- OBJETIVO GERAL
Visando ampliar o conhecimento sobre os mecanismos da embebição espontânea na
recuperação do petróleo investigou-se o efeito da injeção de fluidos (salmoura e tensoativos)
no meio poroso.
2.2- OBJETIVOS ESPECÍFICOS
Analisar a dinâmica de embebição capilar, utilizando-se de três indicadores:
(a) velocidade de embebição capilar;
(b) fração de óleo recuperado;
(c) forma ou perfil da curva de recuperação.
16
Tatiana de Andrade Borges Relatório ANP/PRH 43- DEPET/UFRN
3- ASPECTOS TEÓRICOS
3.1- PETRÓLEO
Petróleo (do latim petra = rocha e oleum = óleo) é o nome dado às misturas naturais
de hidrocarbonetos que podem ser encontradas nos estados sólido, líquido ou gasoso, a
depender das condições de pressão e temperatura a que estejam submetidos. O petróleo tanto
pode aparecer em uma única fase como pode se apresentar em mais de uma fase em equilíbrio
(ROSA et al., 2011).
Sob o nome hidrocarbonetos, existe uma grande variedade de compostos de carbono e
hidrogênio que, de acordo com suas características, são agrupados em séries. As mais
comumente encontradas são as parafinas, as olefinas e os hidrocarbonetos aromáticos. Dentro
de uma mesma série, podem ser encontrados desde compostos muito leves e quimicamente
simples como, por exemplo, o metano da série das parafinas, a compostos bem mais pesados e
quimicamente complexos, por esse motivo, as características do petróleo podem variar
bastante, dependendo da matéria orgânica que o originou.
3.2- ROCHA RESERVATÓRIO
Como reservatórios de petróleo, entendem-se aquelas rochas que possuem valores de
porosidade e de permeabilidade que permitem o armazenamento de óleo, gás e água. As
rochas-reservatório dividem-se em dois grandes grupos: clásticas e não-clásticas (ROSA et
al., 2011).
As rochas clásticas são normalmente arenitos e conglomerados (ruditos), formadas por
diferentes tipos de grãos detríticos, tais como quartzo, feldspato e fragmentos de rochas, que
podem ser provenientes de uma ou mais áreas que representam antigos ambientes
sedimentares de alta energia (KLEIN e MIZUSAKI, 2007).
Estas rochas podem ter suas propriedades permoporosas reduzidas ou ampliadas em
função dos processos diagenéticos atuantes, especialmente com respeito à compactação,
17
Tatiana de Andrade Borges Relatório ANP/PRH 43- DEPET/UFRN
precipitação e/ou dissolução de grãos detríticos e cimentos carbonáticos (KLEIN e
MIZUSAKI, 2007).
A diagênese envolve um conjunto de processos pós-deposicionais sejam eles, físicos,
químicos e biológicos, nos quais os sedimentos detríticos e as águas intersticiais reagem na
tentativa de alcançar o equilíbrio geoquímico e textural com o ambiente de formação. Os
processos diagenéticos constituem um espectro contínuo em termos de temperatura, pressão e
geoquímica dos ambientes superficiais até o soterramento efetivo e soerguimento da bacia
sedimentar (MARASCHIN e MIZUSAKI, 2008).
3.2.1-Arenito da Formação Botucatu
A Formação Botucatu, ilustrada na Figura 3.1, abrange um conjunto de sedimentos
originados de grandes dunas eólicas, geradas em ambientes desérticos há 200 milhões de
anos, atribuídas ao período Juro-cretácea da Era Mesozóica (MONTANHEIRO et al., 2004).
Figura 3.1- Afloramento de arenito da Formação Botucatu.
Fonte: MONTANHEIRO et al. (2004).
Esta formação estende-se desde a porção centro-leste paranaense e central do território
paulista. É constituída por minerais pesados como zircão, turmalina, rutilo, granada,
estaurolita, moscovita, cianita, epídoto, biotita, sillimanita, magnetita, ilmenita, hematita e
limonita e dominantemente, por quartzo-arenitos, caracterizados por moderada a baixa
porcentagem de feldspatos, raros fragmentos de sílex e micas. Os grãos são arredondados a
bem arredondados, com grau de seleção em geral bom com modas nas frações de areia média
a grossa e muito fina a fina (bimodal), com pouca argila infiltrada (AZEVEDO et al.,1981;
KLEIN e MIZUSAKI, 2007; STRUGALE et al., 2004; WU e CHANG, 1992). O cimento
18
Tatiana de Andrade Borges Relatório ANP/PRH 43- DEPET/UFRN
consiste de traço de óxido ou hidróxido de ferro e poucas argilas autigênicas nas superfícies
dos grãos, que dão a estes arenitos a coloração marrom-avermelhada (STRUGALE et al.,
2004).
3.3- PROPRIEDADES DOS FLUIDOS E DAS ROCHAS
Para realização de um estudo de reservatórios de petróleo é fundamental que se
conheça as propriedades básicas das rochas e dos fluidos nela contidos. A quantidade de
fluidos existentes e o quanto pode ser extraído do meio poroso são determinados por estas
propriedades.
A engenharia de reservatórios integra essas informações às leis físicas que regem o
movimento desses fluidos no seu interior, tendo como principal objetivo maximizar a
produção de hidrocarbonetos com o menor custo possível.
3.3.1- Porosidade
A porosidade () é uma das mais importantes propriedades das rochas na engenharia
de reservatórios, já que ela indica a capacidade de armazenamento de fluidos. A propriedade é
definida como sendo a relação entre o volume de vazios de uma rocha e o volume total da
mesma, como mostra a Equação 3.1.
= Vv/Vt (3.1)
Onde: a porosidade, Vv o volume de vazios e Vt o volume total.
O volume total ocupado por uma rocha reservatório é a soma do volume dos materiais
sólidos e do volume dos espaços vazios existentes entre eles. O volume de espaços vazios é
também chamado de volume poroso e representado pelo símbolo Vp (ROSA et al., 2011).
19
Tatiana de Andrade Borges Relatório ANP/PRH 43- DEPET/UFRN
3.3.2- Permeabilidade
Permeabilidade é definida como a capacidade da rocha de permitir o escoamento de
fluidos através da rede de poros interconectados. O conceito de permeabilidade aparece na lei
que governa o deslocamento dos fluidos no meio poroso, conhecida como a lei de Darcy.
(ROSA et al., 2011).
De acordo com a lei de Darcy (Equação 3.2), a velocidade de avanço de um fluido
homogêneo num meio poroso é proporcional à permeabilidade e ao gradiente de pressão, e
inversamente proporcional à viscosidade do fluido.
(3.2)
Onde: K é a permeabilidade (mD); Q é a vazão (cm3 / s); L é o comprimento do meio poroso
(cm); A é área da seção transversal (cm2); ΔP a variação de pressão (atm) e μ a viscosidade do
fluido (cP).
Nos estudos de reservatórios, utilizam-se, comumente, os valores de permeabilidade
após submetê-lo a um processo de normalização. Normalizar os dados de permeabilidade
nada mais e que dividir todos os valores de permeabilidade efetiva por um mesmo valor de
permeabilidade escolhido como base (THOMAS, 2001).
3.3.3- Saturação
Os espaços vazios de um material poroso podem estar parcialmente preenchidos por
um determinado líquido e os espaços remanescentes por um gás. Ou ainda, dois ou três
líquidos imiscíveis podem preencher todo o espaço vazio. Nesses casos, de grande
importância é o conhecimento do conteúdo de cada fluido no meio poroso, pois as
quantidades dos diferentes fluidos definem o valor econômico de um reservatório (ROSA et
al., 2011).
20
Tatiana de Andrade Borges Relatório ANP/PRH 43- DEPET/UFRN
Define-se saturação de um determinado fluido em um meio poroso como sendo a
fração ou porcentagem do volume de poros ocupada pelo fluido. Assim, em termos de fração,
a saturação é calculada utilizando a Equação 3.3:
Sf = Vf/Vp (3.3)
Onde: Sf é a saturação do fluido, Vf o volume do fluido e Vp o volume poroso.
3.3.4- Grau API
O Grau API, do American Petroleum Institute, é a forma de expressar a densidade
relativa de um óleo ou derivado. A escala API, medida em graus, varia inversamente à
densidade relativa, isto é, quanto maior a densidade relativa, menor o grau API. Petróleos com
ºAPI superiores a 30o são considerados leves, com API entre 21
o e 30º médios, abaixo de 21º
são pesados e com ºAPI igual ou inferior a 10 são petróleos extrapesados. O grau ºAPI é
representado pela Equação 3.4:
ºAPI =
(3.4)
Onde: d é a densidade relativa do óleo nas condições normais de temperatura e pressão.
3.3.5- Mobilidade
Para um determinado fluido a mobilidade é a relação entre a permeabilidade efetiva
deste fluido e sua viscosidade. Por exemplo, a mobilidade do óleo é dada por Mo = ko/µo e a
da água por Mw = kw/µw. Assim como as permeabilidades efetivas, as mobilidades também
dependem das saturações.
A razão de mobilidade é definida pela razão Mw/Mo. Na recuperação de reservatórios,
quanto maior for à razão de mobilidade, menor será a eficiência de deslocamento do óleo,
uma vez que, devido à sua maior mobilidade, o fluido injetado tenderá a “furar” o banco de
21
Tatiana de Andrade Borges Relatório ANP/PRH 43- DEPET/UFRN
óleo, criando caminhos preferenciais entre os poços injetores e os produtores (THOMAS,
2001).
3.3.6- Molhabilidade
A molhabilidade do meio poroso é um parâmetro crítico, pois determina a eficácia do
deslocamento de fluidos injetados e a recuperação final de hidrocarbonetos. Esta pode ser
definida como a tendência que um fluido tem de se espalhar sobre um substrato sólido ou
superfície, na presença de outro fluido imiscível (CRAIG, 1971). Na engenharia do petróleo,
essa propriedade é a tendência da rocha reservatório, preferencialmente estar em contato com
um determinado fluido em um sistema bifásico ou multifásico (AGBALAKA et al., 2008).
Em um sistema rocha-fluido essa propriedade pode variar de molhável a água ou
molhável ao óleo. Conforme ilustrado na Figura 3.2, no caso da rocha ser molhável a água,
Figura 3.2 (A), o óleo permanece no centro dos poros. À condição inversa verifica-se que
todas as superfícies são molháveis ao óleo, Figura 3.2 (B) (ABDALLAH et al., 2007).
Figura 3.2- Distribuição de fluidos no meio poroso. (A) rocha molhável a água; (B) rocha
molhável ao óleo. Fonte: ABDALLAH et al, 2007.
Quando a rocha não tem preferência por óleo ou água, o sistema é dito ser de
molhabilidade neutra ou intermediária (ABDALLAH et al., 2007).
22
Tatiana de Andrade Borges Relatório ANP/PRH 43- DEPET/UFRN
No entanto, muitos estudos relativos à molhabilidade demonstram que, na maioria dos
casos, essa é heterogênea. Assim, outras duas classificações foram criadas, tais como
molhabilidade fracionada e molhabilidade mista (ANDERSON, 1986).
Na molhabilidade fracionada porções da rocha são fortemente molháveis ao óleo,
enquanto outras porções são fortemente molháveis a água. Isto ocorre devido à variação nos
minerais que possuem propriedades químicas diferentes. Em rochas, onde os poros menores
são molháveis por água e os poros maiores são molháveis ao óleo, caracterizam-se por terem
molhabilidade mista. Nestes casos, o deslocamento do óleo é mais favorável, resultando em
saturações de óleo residual extraordinariamente baixa (ENGLER, 2010; SALATHIEL,1973).
Um modo relativamente rápido para avaliar a capacidade de molhabilidade do sistema
é através da medição do ângulo de contato (θ) entre um sólido e dois fluidos imiscíveis. O
ângulo de contato é por convenção, medido através do fluido mais denso, o qual na Figura 3.3
é representado pela fase água.
Figura 3.3- Relação entre a tensão interfacial de um sistema rocha/fluidos e o ângulo de
contato. Fonte: adaptado de CRAIG, 1971.
No sistema mostrado na Figura 3.3 o ângulo de contato (θ) reflete o equilíbrio entre as
tensões interfaciais das fases óleo-água-sólido estabelecido pela equação de Young (3.5):
(3.5)
Onde: σos é a tensão óleo/sólido em dina/cm; σws é a tensão água/sólido em dina/cm; σow é a
tensão interfacial óleo/água em dina/cm, e θ é ângulo de contato água/óleo/sólido.
Em um sistema que contém óleo e água em uma de rocha reservatório, representados
na Figura 3.4, a rocha é tipicamente preferencialmente molhável a água quando o ângulo de
23
Tatiana de Andrade Borges Relatório ANP/PRH 43- DEPET/UFRN
contato é menor que 90° como mostra a Figura 3.4 (A), quando é superior a 90°, a superfície
é, preferencialmente, molhável ao óleo, Figura 3.4 (B). No caso da rocha não ter afinidade por
ambas as fases, ou seja, de molhabilidade intermediária, o ângulo de contato é próximo a 90°
(ROSA et al., 2011).
Figura 3.4- Molhabilidade de sistemas rocha/água/óleo. (A) rocha preferencialmente
molhável a água. (B) molhável ao óleo. Fonte: adaptado de CHEN (2001).
Outros métodos quantitativos para medição da molhabilidade têm sido propostos, eles
incluem o método de Amott e o método do U.S. Bureau of Mines (USBM); e métodos
qualitativos tais como: taxas de embebição, testes de flotação, utilização de lâminas de vidro,
comportamento das curvas de permeabilidade relativa, comportamento das curvas de pressão
capilar, perfis de resistividade e ressonância magnética (CHEN, 2011; TREIBER e OWENS,
1971).
3.4- EMBEBIÇÃO
Embebição refere-se ao processo espontâneo descrito como uma penetração da fase
molhante, enquanto desloca a fase não molhante por meio de forças capilares e/ou forças
gravitacionais. Um exemplo é a água, absorvendo em uma rocha saturada com óleo
(HOGNESEN et al., 2004; PASHAYEV, 2004). Neste sistema, quanto mais forte a
molhabilidade ao óleo menor a saturação de água na condição de equilíbrio, logo, menor o
volume de óleo deslocado.
O papel de embebição foi reconhecido em numerosos tipos de processos de
recuperação, incluindo injeção de água em reservatórios heterogêneos, recuperação térmica
por injeção de vapor através da embebição de água condensada, e injeção alternada de água e
gás (MORROW e MASON, 2001). Este processo concentra-se na avaliação da relação entre o
tempo e a taxa de produção de óleo.
24
Tatiana de Andrade Borges Relatório ANP/PRH 43- DEPET/UFRN
A Figura 3.5 mostra uma curva típica de tempo versus a recuperação de óleo por
embebição de água.
Figura 3.5- Curva típica de produção por embebição.
Fonte: HOGNESEN et al., 2004.
3.4.1-Fundamentos da embebição
A recuperação do petróleo é obtida por um fenômeno determinante ou pela
combinação de diferentes mecanismos, que pode variar em função da direção de
deslocamento. Uma combinação particularmente importante é a do processo de embebição e
drenagem gravitacional. Essa combinação ocorre apenas na direção vertical, uma vez que os
processos originários do fenômeno gravitacional ocorrem nessa direção (ZHOU et al., 1996).
Quando dois fluidos contidos em um meio poroso estão em contato ocorre uma
descontinuidade na pressão devido à tensão existente na interface que os separa. Na
engenharia de reservatórios essa diferença de pressão é conhecida como a pressão capilar, e é
expressa como a pressão de uma fase não molhante menos a pressão de uma fase molhante,
dada pela Equação 3.6 (ROSA et al., 2011).
Pc = Pnm – Pm (3.6)
Onde: Pc é a pressão capilar, Pnm é a pressão da fase não molhante, e Pm é pressão da fase
molhante.
25
Tatiana de Andrade Borges Relatório ANP/PRH 43- DEPET/UFRN
Admitindo que a interface óleo-água e uma superfície esférica, a pressão capilar pode
ser dada pela Equação de Laplace (3.7) como:
Pc =
(3.7)
Onde: é a tensão interfacial das fases e R é o raio de curvatura da superfície esférica, mas
também podemos considerar que R= r/ cos , sendo r, o raio interno do tubo capilar.
O lado côncavo da interface corresponde à fase não molhante. Desta forma, a pressão
da fase não molhante será sempre maior do que a pressão da fase molhante (ROSA et al.,
2011).
Assim, a pressão capilar sofre forte influência do tamanho e da distribuição dos poros.
Rochas com grandes poros irão apresentar menores forças de capilaridade, em contraste,
rochas com poros pequenos podem gerar grandes forças capilares (ABE, 2005; PASHAYEV,
2004). Comparando-a com a equação dada pela condição de equilíbrio capilar-gravitacional
(Equação 3.8), temos:
Pc =
(3.8)
Onde: é a tensão interfacial das fases; ângulo de contato; r é raio interno do tubo capilar;
a densidade da água; o a densidade do óleo; g é a gravidade e h comprimento do capilar.
A diferença de densidade entre os dois fluidos ( a- o) e a altura da coluna de fluido
determina a magnitude das forças de flutuação. Elas estão sempre presentes nas misturas de
líquidos imiscíveis, mas a sua influência relativa ao fluxo do fluido em um meio poroso é
determinada pela magnitude das forças capilares, o que por sua vez é determinado pela tensão
interfacial (IFT) e molhabilidade (HOGNESEN et al., 2004).
O equilíbrio capilar/gravitacional ocorre em duas etapas: na primeira etapa há a
invasão do fluido deslocante, no caso água, até que a diferença de equilíbrio dos níveis de
26
Tatiana de Andrade Borges Relatório ANP/PRH 43- DEPET/UFRN
determinada fase seja alcançada; na segunda etapa ocorre uma redistribuição de saturação na
matriz que mantenha o sistema em equilíbrio.
3.4.2-Deslocamento por embebição
O processo de embebição pode ocorrer através de deslocamento concorrente ou
contracorrente conforme Figura 3.7.
Figura 3.6- Mecanismos de embebição. (A) Contracorrente e (B) Concorrente.
Fonte: adaptado de PASHAYEV (2004).
No deslocamento contracorrente, Figura 3.7 (A), o fluido deslocante entra no meio
poroso provocando a saída do fluido deslocado na mesma direção, mas em sentido oposto e
ocorre em todas as direções se a rocha estiver imersa no fluido deslocante. No deslocamento
concorrente, Figura 3.7 (B), por sua vez, o fluido deslocado sai da matriz na mesma direção e
sentido que o fluido deslocante entra (MORROW e MASON, 2001).
Esses mecanismos são de grande importância na compreensão do fenômeno de
embebição no reservatório. O processo de embebição contracorrente está relacionado ao
processo de embebição espontânea, ao passo que o processo de embebição concorrente está
relacionado ao processo de embebição forçada (CHEN, 2011).
27
Tatiana de Andrade Borges Relatório ANP/PRH 43- DEPET/UFRN
A Figura 3.7 é um gráfico da pressão capilar contra saturação de água em que são
mostradas as áreas de embebição forçada e espontânea.
Figura 3.7- Curvas de pressão capilar na embebição.
Fonte: adaptado de CHEN, 2011.
A embebição de água inicia-se por um processo espontâneo em um deslocamento
contracorrente que se encerra quando é alcançado o equilíbrio capilar, quando a pressão do
óleo é igual à pressão da água (Pc = 0). Terminado o processo espontâneo, a embebição
prossegue através de um processo forçado em um deslocamento concorrente até que a
máxima saturação do fluido deslocante na matriz seja alcançada (ABE, 2005).
As condições de contracorrente são amplamente utilizadas, em experimentos de
laboratório para análises de embebição estáticas, em que a rocha saturada em óleo é imersa
em soluções em uma célula de embebição, enquanto que o deslocamento forçado
(concorrente) é especialmente importante em reservatórios fraturados com sistemas molháveis
ao óleo ou de molhabilidade intermediária já que nestes casos a saturação de equilíbrio
capilar, obtida com o processo espontâneo, é inferior à máxima saturação do fluido
deslocante, sendo tão menor quanto maior a preferência de molhabilidade ao óleo (CHEN,
2011; HATIBOGLU e BABADAGLI, 2007; HOGNESEN et al., 2004).
28
Tatiana de Andrade Borges Relatório ANP/PRH 43- DEPET/UFRN
3.4.3-Embebição em escala de laboratório
A geometria de um meio poroso é muito complexa e o fluxo através dele pode ser
difícil de descrever-se matematicamente. Por conseguinte, um modelo simplificado pode ser
necessário para se obter uma melhor compreensão do fluxo de fluido e para prever seu
comportamento sob diferentes condições. Para tal, o modelo utilizado pode ser matemático ou
físico. Muitas das leis que regem o fluxo de fluidos em meios porosos, tais como Lei de
Darcy, foram descobertas e desenvolvidas utilizando modelos físicos. Esses modelos são mais
úteis em estudar os fenômenos em pequena escala.
Os resultados dos testes de embebição realizadas no laboratório são muitas vezes
dimensionados para condições de reservatório. Um dos atributos positivos é a identificação de
importantes características do reservatório e as condições que afetam a embebição. A análise
adequada desses fatores ajuda a prever e melhorar a recuperação de petróleo. A Figura 3.8
mostra a concepção da vidraria experimental para testes de embebição capilar e a
representação esquemática dos principais mecanismos atuantes durante a realização do teste.
Figura 3.8- Esquema representativo dos mecanismos de embebição.
Fonte: adaptado de BABADAGLI (2002).
Durante o processo de produção do petróleo, o fluxo de fluidos no meio poroso, como
já discutido anteriormente, é determinado por forças capilares, forças gravitacionais e forças
29
Tatiana de Andrade Borges Relatório ANP/PRH 43- DEPET/UFRN
viscosas. Em experiências de embebição estática, as força viscosas contribuem de forma
menos significante em comparação com a gravidade e as forças capilares, sendo por diversas
vezes negligenciadas (MORROW, 1979).
Mattax e Kyte (1962) propuseram um tempo adimensional de recuperação ao
estudarem o efeito das forças capilares na embebição, representado na Equação 3.9.
(3.9)
Onde: td é o tempo adimensional; t é o tempo real de embebição; a porosidade; k é a
permeabilidade; é a tensão interfacial; µw é viscosidade do fluido deslocante; d é o diâmetro
da rocha e L é o comprimento da rocha.
Para essa correlação, aumentando-se a tensão interfacial (IFT) se produz uma
recuperação mais rápida tanto para óleos leves quanto para óleos pesadas (BABADAGLI,
2002). Uma vez que não restringe a direção do fluxo esta equação pode ser utilizada em
processos de embebição de deslocamento concorrente e contracorrente (PASHAYEV, 2004).
Várias melhorias para a fórmula de escala de Mattax e Kyte (1962) têm sido sugeridas
(SCHECHTER et al., 1994). No seu trabalho, Ma et al. (1999) modificaram o parâmetro de
escala adimensional considerando os efeitos combinados das viscosidades do óleo e da água
que é dado como:
(3.10)
Onde: td é o tempo adimensional; t é o tempo real de embebição; é porosidade; k é a
permeabilidade; é a tensão interfacial; µgm é definido como a raiz quadrada de µo x µw, sendo
µw a viscosidade do fluido deslocante e µo a viscosidade do fluido deslocado; d o diâmetro da
rocha e L é o comprimento da rocha.
30
Tatiana de Andrade Borges Relatório ANP/PRH 43- DEPET/UFRN
Babadagli (2002) testou a validade das equações de escalonamento (3.9) e (3.10) para
embebição em um meio poroso sob diferentes condições de molhabilidade incorporando um
indicador (f ( )) para esta propriedade, expresso na Equação 3.11.
(3.11)
Neste caso, Xie e Morrow (2000) propuseram uma Equação (3.12) que além do estudo
das forças capilares inclui a influência de forças gravitacionais sobre a taxa de produção de
petróleo.
(3.12)
Onde: tD (c + g) é tempo adimensional incluindo as forças capilares e a gravidade, f ( ) é o
fator de molhabilidade.
O estudo da influência relativa das forças capilares e forças de gravidade é muito
importante para compreensão da dinâmica da embebição. Para os casos de tensões interfaciais
() mais baixas, a alteração das curvas de recuperação é melhor explicado através do número
de Bond. Schechter et al. (1994) realizaram uma análise através do número de Bond inverso
expresso por:
gH
kcN B
1 (3.13)
Onde: é a tensão interfacial entre o óleo e a água (mN/m); é a porosidade; k é a
permeabilidade (cm2); ρ é a diferença de massa específica entre as duas fases imiscíveis
(g/cm3); g é a aceleração da gravidade (cm/s
2); H é o comprimento do plugue (cm) e c é a
constante relacionada à geometria do poro, sendo c = 0,4 para capilares cilíndricos.
31
Tatiana de Andrade Borges Relatório ANP/PRH 43- DEPET/UFRN
Para um sistema totalmente aberto ao fluxo com propriedades de molhabilidade bem
definidas, Schechter et al. (1994) verificaram que as forças capilares são dominantes para uma
NB-1
> 5, e forças de gravidade são dominantes para NB-1
<< 1. Em um intervalo intermediário
entre, 0,2 < NB-1
<5, ambas as forças são efetivas. A Figura 3.9 mostra um esboço do fluxo de
fluido durante a embebição espontânea de acordo com o número inverso de Bond.
Figura 3.9- Esboço do fluxo de durante embebição espontânea e suas respectivas curvas de
recuperação vesus tempo. (A) governada por forças capilares, (B) governada por uma combinação da
gravidade e as forças capilares e (C) é governada por forças de gravidade.
Fonte: Schechter et al., 2004.
O efeito da molhabilidade pode ser incluindo multiplicando a tensão interfacial ()
pelo cosseno do ângulo de contato (cos ), que representa a capacidade de molhabilidade do
meio poroso (STANDNES et al., 2002).
gH
kcNB
cos1
(3.14)
Onde: é a tensão interfacial entre o óleo e a água (mN/m); ângulo de contato; é a
porosidade; k é a permeabilidade (cm2); ρ é a diferença de massa específica entre as duas
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Tatiana de Andrade Borges Relatório ANP/PRH 43- DEPET/UFRN
fases imiscíveis (g/cm3); g é a aceleração da gravidade (cm/s
2); H é o comprimento do plugue
(cm) e c é a constante relacionada à geometria do poro (c = 0,4 para capilares cilíndricos).
3.5- MÉTODO DE RECUPERAÇÃO AVANÇADA: INJEÇÃO DE TENSOATIVOS
A taxa de recuperação final de petróleo no método de embebição em reservatórios
depende de vários parâmetros, incluindo porosidade, permeabilidade e molhabilidade da
rocha, viscosidades e densidades dos fluidos, saturação de água inicial, condições
termodinâmicas e tensões interfaciais. Devido a muitos fatores, incluindo condições
desfavoráveis de molhabilidade, alta viscosidade do óleo e elevadas tensões interfaciais entre
o fluido injetado e o óleo, ainda é deixada para trás cerca de 40 a 60% do óleo disponível no
reservatório, o que requer um esforço adicional para melhorar a recuperação do óleo (CHEN,
2011; PASHAYEV, 2004).
Os processos químicos de recuperação avançada atuam nesses pontos através da
interação química entre o fluido injetado e os fluidos do reservatório e podem ser divididos
em quatro categorias principais, são elas: a injeção de polímeros, injeção de solução de
tensoativos, injeção de microemulsão, injeção de solução alcalina.
A utilização de soluções de tensoativos para uma maior recuperação de petróleo tem
sido documentada por várias décadas. A primeira patente para este tipo de método de foi
registrada em 1927, emitida para Atkinson. Essa patente propôs que a tensão interfacial entre
o óleo bruto e a rocha reservatório pode ser reduzida usando-se sabão em soluções aquosas
(JAMALOEI, 2009).
Ao se adicionar uma substância tensoativa à água de injeção, na verdade está se
fazendo um deslocamento miscível. Neste caso, o tensoativo tem a finalidade de reduzir as
tensões interfaciais entre a água e o óleo, que é uma propriedade termodinamicamente
fundamental de uma interface, aumentando a eficiência de varrido macroscópica e a eficácia
de deslocamento na escala microscópica dos poros, pois a tensão interfacial é uma medida de
miscibilidade (ROSA et al., 2011).
33
Tatiana de Andrade Borges Relatório ANP/PRH 43- DEPET/UFRN
3.5.1-Tensoativos
Os tensoativos são substâncias anfifílicas, ou seja, possuem em sua estrutura
molecular grupos com características antagônicas que manifestam tendências opostas de
solubilidade: uma “cabeça” com um grupamento polar, tais como grupos carboxilato, sulfato,
sulfonato, amônio quaternário, betaínicos ou cadeias polioxietilênicas, denominada grupo
hidrofílico e outra região chamada “cauda”, grupo hidrofóbico, usualmente, constituída de
cadeias de hidrocarbonetos alifáticos ou aromáticos, ou de ambos, que por sua natureza
apolar, possui afinidade pela fase orgânica sendo denominada muitas vezes de grupamento
lipofílico (MYERS, 2006; ROSEN, 2004). Uma molécula típica de tensoativo está
representada na Figura 3.10, a seguir.
Figura 3.10 – Representação de um componente tensoativo.
Fonte: CURBELO (2006).
A diferenciação de cada uma das porções hidrofóbica e hidrofílica de um tensoativo
conduz a um enorme número de substâncias diferentes. Assim, para uma mesma porção
hidrofóbica, diversos agentes tensoativos podem ser obtidos variando-se a porção hidrofílica.
Por outro lado, para uma mesma porção hidrofílica, diversos agentes tensoativos podem ser
obtidos variando-se a porção hidrofóbica da molécula.
3.5.2-Classificação
As mudanças nas tensões superficial e interfacial pelos tensoativos decorrem de uma
série de propriedades correlatas e aplicações, as quais permitem agrupá-los em diferentes
classes. Os agentes tensoativos podem ser classificados de acordo com sua utilização, sua
estrutura química ou com base nas suas propriedades físicas. Nenhum destes métodos,
34
Tatiana de Andrade Borges Relatório ANP/PRH 43- DEPET/UFRN
entretanto, é totalmente satisfatório, embora as duas primeiras formas de classificação sejam
bastante comuns.
3.5.2.1- Quanto à aplicação ou função dos tensoativos
Esta classificação é determinada pelo balanço hidrofílico-lipofílico (BHL) introduzido
por Griffin (1945). O BHL corresponde a uma classificação semi-empírica e baseia-se nas
contribuições hidrofílicas e lipofílicas do tensoativo. Segundo o pesquisador pode-se
estabelecer o valor de BHL, para tensoativos não-iônicos, pela Equação 3.15, a seguir:
BHL = 20 MH/(MH+ML) (3.15)
Onde: MH é a massa molar do segmento hidrofílico do tensoativo e ML a massa molar do
segmento lipofílico do tensoativo.
Nesse sistema, são atribuídos às substâncias tensoativas valores de BHL que variam de
1 a 18, aumentando à medida que a substância se torna mais hidrófila. De acordo com a
Figura 3.11, as substâncias de BHL muito baixo, portanto acentuadamente lipofílicas, são
agentes antiespumantes. Aquelas cujo valor de BHL varia de 3 a 9, possuindo características
lipofílicas, constituem os agentes emulsivos A/O, mas a partir de 8 os tensoativos começam a
apresentar propriedades hidrófilas, as quais se acentuam com a subida do respectivo valor de
BHL.
Figura 3.11- Escala de Griffin.
35
Tatiana de Andrade Borges Relatório ANP/PRH 43- DEPET/UFRN
Para tensoativos iônicos, Davies e Rideal (1963) propuseram um método. Nesse
método, o BHL depende dos números do grupo (BHL) correspondente às partes hidrofílicas e
hidrofóbicas do tensoativo, Hi e Li, respectivamente, com contribuições positivas atribuídas às
partes hidrofílicas, e as negativas às partes lipofílicas. Sua definição pode ser escrita na
Equação 3.16:
(3.16)
Onde: Hi representa a contribuição dos grupos hidrófilos e Li dos lipófilos.
Em termos gerais o balanço hidrofílico-lipofílico correlaciona às diversas propriedades
físico–químicas das soluções aquosas dos tensoativos como: solubilidade, energia de adsorção
interfacial, CMC, entre outras.
Vale salientar que um mesmo tensoativo pode possuir uma ou mais propriedades
funcionais destacadas, podendo, com isso, ser classificado de maneiras diferentes nos diversos
segmentos de mercado em que pode ser aplicado.
3.5.2.2- Quanto à estrutura química
Outra classificação bastante usual dos agentes tensoativos, adotada pela maioria dos
autores, baseia-se no caráter iônico de sua porção polar, ou seja, na sua porção hidrofílica,
permitindo sua classificação em grandes grupos, como tensoativos iônicos, anfotéricos, não
iônicos e zwitteriônicos.
3.5.2.2.1- Tensoativos iônicos
Em meio aquoso dissociam-se, apresentando cargas elétricas na parte hidrofílica.
Quando os íons são carregados negativamente esses tensoativos são denominados aniônicos,
ou íons carregados positivamente chamados tensoativos catiônicos (DALTIN, 2011).
Dentre os tensoativos aniônicos mais frequentemente utilizados, estão aqueles que
possuem sais de ácidos carboxílicos monopróticos ou polipróticos com metais alcalinos ou
ii LH7BHL
36
Tatiana de Andrade Borges Relatório ANP/PRH 43- DEPET/UFRN
alcalinos terrosos, ácidos como sulfúrico, sulfônico e fosfórico contendo um substituinte de
hidrocarboneto saturado ou insaturado (GEER et al., 1971; MYERS, 2006). A Figura 3.12
apresenta uma molécula de tensoativo aniônico.
Figura 3.12- Tensoativo aniônico: Dodecil sulfato de sódio (C12H25SO4Na).
Fonte: Elaborado pelo autor, 2012.
Embora se tenha conhecimento de muitos tensoativos catiônicos, os de maior interesse
prático são os sais de amônio terciários ou quaternários.
A Figura 3.13 mostra um exemplo típico de tensoativo catiônico.
Figura 3.13- Tensoativo catiônico: Trimetilhexadecilamônio [(C16H33)N(CH3)3Br].
Fonte: Elaborado pelo autor, 2012.
3.5.2.2.2- Tensoativos não-iônicos
Essa classe de tensoativos não apresenta íons em solução aquosa e sua solubilidade em
água deve-se à presença, em suas moléculas, de grupamentos funcionais que possuem forte
afinidade pela água (ROSSI et al., 2006).
Figura 3.14- Tensoativo não-iônico: Álcool laurílico etoxilado (EO7).
Fonte: Elaborado pelo autor, 2012.
37
Tatiana de Andrade Borges Relatório ANP/PRH 43- DEPET/UFRN
Os tensoativos não-iônicos são derivados do polioxietileno e polioxipropileno (de
compostos com alquil fenol e álcool, ésteres de ácidos graxos, alquilaminas, amidas e
mercaptanas) ou polialcoóis, ésteres de carboidratos, amidas de alcoóis graxos e óxidos de
amidas graxas (FLENDER et al., 1972; MYERS, 2006).
3.5.2.2.3- Tensoativos anfóteros
Os tensoativos anfóteros possuem caráter iônico duplo, possuindo propriedades dos
tensoativos aniônicos a altos valores de pH, variando entre 9 e 10, e dos tensoativos
catiônicos a baixo valores de pH entre 4 e 9 (DALTIN, 2011).
Figura 3.15- Tensoativo anfótero: Alquil amido propil bentaína.
Fonte: Elaborado pelo autor, 2012.
3.5.2.2.4- Tensoativos zwitteriônicos
Esta classe de tensoativo é caracterizada por apresentar dupla polaridade, ou seja, em
sua molécula apresenta grupos polares aniônicos e catiônicos (DALTIN, 2011). Portanto,
pode-se dizer que são compostos cujas moléculas contêm ambos os tipos de grupos: o ácido e
o básico. No ponto isoelétrico, apresentam-se como espécies zwiteriônicas, mostrando um
mínimo de solubilidade, detergência e poder molhante. Os exemplos mais comuns para este
tipo de tensoativo são imidazolina, óxido de amina, os nitrogênios alquil derivados de
aminoácidos, como glicina e ácido amino propiônico (ROSSI et al., 2006).
3.5.4- Concentração micelar crítica
Uma das características das moléculas de tensoativos, quando se encontram em
soluções aquosas de baixas concentrações, é adsorver preferencialmente na superfície água-ar
38
Tatiana de Andrade Borges Relatório ANP/PRH 43- DEPET/UFRN
ou nas interfaces líquido-líquido, devido ao caráter hidrofóbico de suas caudas, resultando na
redução da tensão superficial ou interfacial. O aumento da concentração de tensoativos na
solução resulta na agregação espontânea dos monômeros, formando estruturas moleculares,
denominados micelas que permanecem termodinamicamente estáveis. A concentração onde
inicia o processo de micelização é denominada concentração micelar crítica (c.m.c.), que é
uma propriedade intrínseca e característica do tensoativo (DALTIN, 2011; HOLMBERG et
al., 2002; MANIASSO, 2001; MAYERS, 1999; ROSSI et al., 2006). A Figura 3.16,
esquematiza o processo de micelização.
Figura 3.16- Esquema do processo de formação das micelas.
Fonte: ROSSI et al., 2006.
A natureza do solvente em que os tensoativos estão dissolvidos determina a existência
de dois tipos de micelas: as micelas diretas e as micelas inversas. As micelas diretas, Figura
3.17 (A), formam-se na presença de solventes polares, onde a parte polar do tensoativo fica
orientada para o meio polar, enquanto que a cauda apolar agrupa-se no interior da micela,
evitando o contato com o diluente. Porém, as micelas inversas, Figura 3.17 (B), apresentam o
comportamento inverso, ou seja, são formadas em solventes apolares com as cabeças
hidrofílicas voltadas para o centro e cercadas pelas caudas hidrofóbicas (SCHRAMM e
MARONGONI, 2000).
Figura 3.17- Representação dos tipos de micelas.
Fonte: ROSSI, et al., 2006.
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Tatiana de Andrade Borges Relatório ANP/PRH 43- DEPET/UFRN
A formação das micelas resulta em uma série de mudanças nas propriedades físico-
químicas das soluções tensoativas, tais como: viscosidade, tensão superficial, condutância,
pressão osmótica, índice de refração, entre outras. Experimentalmente, a c.m.c. pode ser
determinada através da descontinuidade dessas propriedades em uma faixa de concentração
suficientemente estreita (ROSSI et al., 2006).
A Figura 3.18 representa a variação em algumas dessas propriedades em função da
concentração de tensoativos na região pré-micelização e na região pós-micelização.
Figura 3.18- Representação das variações em propriedades físico-químicas de soluções aquosas em
função da concentração de tensoativo.
Fonte: adaptado de SCHRAMM e MARONGONI, 2000.
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4- METODOLOGIA
Neste capítulo estão apresentados os materiais e os procedimentos experimentais
utilizados na realização deste trabalho.
4.1- REAGENTES E EQUIPAMENTOS UTILIZADOS
Simulando o óleo do reservatório foi utilizado petróleo bruto (33oAPI) fornecido pela
Petrobras (UO-RN/CE), oriundo do campo marítimo de Ubarana (RN), diluído em 5% de
xileno (fabricante VETEC).
Nos testes de embebição utilizou-se uma solução em concentração de 2% em peso de
cloreto de potássio – KCl (fabricante Cromato Produtos Químicos Ltda). Nessa etapa além da
solução salina foram utilizadas soluções tensoativas. As características dos tensoativos
utilizados estão listadas na Tabela 4.1.
Tabela 4.1– Tensoativos utilizados e suas características.
Tensoativo Classe BHL
c.m.c (mol/L)
Procedência
Sabão Base
Aniônico 20,4 7,34 * 10-3
Gessy Lever
Nonilfenol Etoxilado
(Renex 200)
Não-iônico 15,9 0,73 * 10-3
Oxiteno
Fonte: Elaborado pelo autor, 2012.
Para a realização dos procedimentos experimentais foram utilizados os equipamentos
listados a seguir:
Balança analítica Tecnal, modelo B-TEC-W210A;
Core Holder hidrostático LabConte;
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Mufla EDG, modelo EDGCON 3P;
Reômetro rotativo Thermo Scientific, modelo Haake Mars;
Tensiômetro Kruss, modelo K100c.
4.2-CARACTERIZAÇÃO DOS FLUIDOS
4.2.1- Determinação da massa específica
Essa etapa consistiu-se na medição da densidade através do método da proveta
graduada. Inicialmente pesou-se as provetas de 50 ml vazias e secas em balança analítica e as
massas foram denominadas de m1. Em seguida, adicionou-se 20 ml das soluções em análise e
realizou-se uma segunda pesagem com a massa igual a m2. Após este processo fez-se a
diferença entre a massa da proveta cheia com a substância e a mesma vazia (mf) , representada
pela Equação 4.1:
mf = m2– m1 (4.1)
Utilizando-se a relação da massa específica (Equação 4.2) obteve-se os valores das
amostras dividindo-se a massa representativa da solução (mf) pelo volume (V), indicado na
proveta, do fluido medido.
(4.2)
4.2.2-Determinação da tensão interfacial
As medidas de tensão interfacial entre a fase aquosa (solução salina e solução
tensoativa não-iônica) e a fase oleosa (petróleo + 5% de xileno) foram determinadas no
Tensiômetro Krüss à temperatura ambiente.
42
Tatiana de Andrade Borges Relatório ANP/PRH 43- DEPET/UFRN
Nesse tensiômetro é utilizado o método do anel de Du Nuoy. Para realização do
experimento colocou-se, aproximadamente, 65 mL da fase aquosa na cubeta. Inseriu-se cerca
de 30 ml da fase oleosa, cuidadosamente, sobre a superfície da solução aquosa. Fez-se a
imersão do anel com a passagem pela interface entre os dois fluidos. A obtenção da tensão
interfacial foi realizada com o auxílio de um software interno.
A Figura 4.1 mostra uma fotografia do tensiômetro utilizado na determinação das
tensões interfaciais.
Figura 4.1- Tensiômetro Kruss (K100C) para medidas de tensão interfacial (A); Imersão do anel no
sistema (solução aquosa + petróleo) (B). Fonte: Elaborado pelo autor, 2012.
O tensiômetro K100C mede tensões interfaciais na faixa de 1 a 1000 mN/m o que
tornou impossível utiliza-lo na medida de tensão interfacial para o sabão base (tensoativo
iônico) já que o valor dessa propriedade é menor do que 1mN/m para esse sistema. No
entanto, nesse trabalho o dado da tensão interfacial para o tensoativo iônico utilizada foi
obtido a partir dos resultados reportados por Santos (2009).
4.3- ROCHA RESERVATÓRIO UTILIZADA
Utilizou-se plugues de rocha arenítica, originária de afloramentos da Formação
Botucatu, cortados na forma cilíndrica. Esses foram previamente calcinados em uma mufla a
uma temperatura de 700°C durante 6 horas, em uma rampa de aquecimento de 10°C/min,
43
Tatiana de Andrade Borges Relatório ANP/PRH 43- DEPET/UFRN
garantindo desta forma a decomposição de todo material orgânico, além da evaporação da
umidade, desobstruindo os poros efetivos e, consequentemente, aumentando a
permeabilidade.
Figura 4.2- Plugue de arenito da Formação Botucatu.
Fonte: Elaborado pelo autor, 2012.
4.3.1-Determinação da Porosidade
As porosidades dos plugues foram determinadas através de um porosímetro a
nitrogênio (Figura 4.3) baseado no procedimento experimental desenvolvido por Paulino
(2007). A partir de células (c1, c2 e c3) com volumes conhecidos, uma curva de calibração
(Anexo A) foi gerada em função da pressão. A partir da equação da reta, com coeficiente de
correlação próximo de um, pode-se obter as porosidades dos plugues.
Figura 4.3. Esquema do porosímetro. a) célula 1; b) célula 2; c) peças de aço utilizadas como padrões
de volumes; d) bomba positiva; e) manômetro; f) cilindro de nitrogênio e g) transdutor de pressão.
Fonte: SANTOS, 2009.
44
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O procedimento para geração da curva de calibração foi o seguinte:
1) Verificou-se se a célula 1 (a) estava fechada e livre de vazamentos;
2) Colocou-se uma peça de aço, utilizada como padrão de volume (c), dentro da célula 2 (b) e
fechou-se;
3) Ligou-se o manômetro (e), conectou-se a um transdutor de pressão (g);
4) Verificou-se se a válvula da célula 1 estava fechada e a válvula da célula 2 estava aberta;
5) Efetuou-se vácuo;
6) Fecharam-se as válvulas;
7) Abriu-se a válvula da célula 1 até que o nitrogênio ocupasse o espaço da célula 1 e
atingisse a pressão inicial estabelecida;
8) Fechou-se a válvula da célula 1, abriu-se a válvula da célula 2 e aguardou-se que a pressão
se estabilizasse;
9) Anotou-se o valor da pressão;
10) Repetiu-se o mesmo procedimento para os demais padrões, assim como suas associações.
4.4-SISTEMA DE INJEÇÃO DE PETRÓLEO
A injeção do petróleo para saturação dos plugues foi realizada no simulador de
reservatório (holder), esquematicamente representado na Figura 4.4.
Figura 4.4- Representação do simulador de reservatório. (a) fluido de deslocamento; (b) bomba; (c)
célula de injeção de fluidos; (d) transdutor; (e) estufa; (g) holder; (h) coletor dos fluidos injetados; (i)
linha de injeção dos fluidos; (j) linha de saída de fluido e (k) monômetro. Fonte: SANTOS, 2009.
45
Tatiana de Andrade Borges Relatório ANP/PRH 43- DEPET/UFRN
Nesta etapa, simulando o petróleo do reservatório, o meio poroso foi saturado por
cerca de 10 volumes porosos de petróleo bruto diluído em 5% de xileno em volume a uma
vazão constante de 0,5 mL/min e uma pressão de confinamento de 1000 psi à 30º C. Ao final
deste processo foi determinado a saturação de óleo inicial.
As saturações iniciais de petróleo foram avaliadas por balanço de massa. O volume de
óleo remanescente no plugue foi determinado a partir do volume de óleo contido na célula de
confinamento menos o volume de óleo recolhido ao final da saturação, conforme apresentado
na equação a seguir:
Vooip = Voinj-Vorf (4.3)
Onde: Vooip é o volume de óleo original in place; Voinj é volume de óleo injetado e Vorf
recolhido ao final da saturação.
A partir da Equação 4.4 pode-se determinar ainda a saturação de óleo inicial (Soi).
(4.4)
Onde: Vooip é o volume de óleo original in place e Vp o volume poroso do plugue.
4.4.1-Determinação da Permeabilidade
A permeabilidade foi determinada durante as etapas de saturação de óleo na rocha
reservatório através da Lei de Darcy (Equação 4.5) utilizada para fluxo em meios porosos.
(4.5)
Onde: K é a permeabilidade (mD); Q é a vazão (cm3 / s); L é o comprimento do meio poroso
(cm); A é área da seção transversal (cm2); ΔP a variação de pressão (atm) e μ a viscosidade do
fluido (cP).
46
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4.5- ENSAIOS DE EMBEBIÇÃO
Os ensaios de embebição espontânea foram realizados utilizando um aparelho de
embebição mostrado na Figura 4.5.
Figura 4.5- Célula de embebição espontânea.
Fonte: Elaborado pelo autor, 2012.
Como pode ser observado na Figura 4.5, a célula é um vidro simples em posição
vertical equipado com um tubo graduado na parte superior. Para realização do teste de
embebição, os plugues saturados com óleo foram imersos na célula com salmoura (KCl a
2%), simulando a recuperação com injeção de água e com as soluções de tensoativos iônico e
não-iônico com as respectivas concentrações, 0,0027g/mL e 0,0049 g/mL, simulando a
recuperação avançada de petróleo. Os experimentos foram realizados a temperatura ambiente.
4.5.1-Determinação do volume de óleo recuperado
O volume de óleo deslocado pela ação capilar/gravidade de embebição foi obtido
através da leitura no tubo graduado (com sensibilidade de 0,1mL) e registrado a cada 48 horas
em um período de 30 dias.
47
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4.5.2- Análise quantitativa: fator de recuperação
O fator de recuperação é determinado pela soma das quantidades de óleo recuperado
expresso em percentagem (%), como mostra a Equação (4.6):
(4.6)
Onde: FR é o fator de recuperação total (%); Vor é o volume de óleo recuperado pelos
métodos de recuperação (mL), e Vooip é o volume de óleo original in place (mL).
4.5.3-Análise qualitativa: número de Bond inverso
Para análise qualitativa, as recuperações finais foram correlacionadas com o número
de Bond inverso (NB -1
).
gH
kcN B
1 (4.7)
Onde: é a tensão interfacial entre o óleo e a água (mN/m); é a porosidade; k é a
permeabilidade (cm2); ρ é a diferença de massa específica entre as duas fases imiscíveis
(g/cm3); g é a aceleração da gravidade (cm/s
2); H é o comprimento do plugue (cm) e c é a
constante relacionada à geometria do poro, sendo c = 0,4 para os modelos de tubos capilares e
esta constante foi utilizada em todos os casos. Nesta análise, o efeito de molhabilidade não foi
considerado.
48
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5- RESULTADOS E DISCUSSÃO
Os resultados obtidos foram analisados quantitativa e qualitativamente.
Quantitativamente os resultados foram obtidos a partir da fração de óleo recuperado e
qualitativamente esses resultados foram avaliados através de números adimensionais,
permitindo a compreensão dos mecanismos implícitos dominantes na embebição.
A princípio foi efetuada a seleção das soluções tensoativas a serem utilizadas no
processo e esta escolha foi realizada a partir dos resultados obtidos por Curbelo (2006). Além
disso, para as análises fez-se necessário, o conhecimento prévio das características dos
fluidos, como viscosidade e massa específica, bem como a permeabilidade e porosidade dos
plugues estudados. Os valores obtidos, respectivamente, tanto para os fluidos quanto para os
testemunhos, são descritos nas Tabelas 5.1 e 5.2.
Tabela 5.1- Propriedades dos fluidos utilizados.
Fluidos Massa específica (g/mL) Viscosidade (cP)
Solução KCl 2% 1,01 1,0
Solução de Renex 200 0,9873 0,47
Solução de sabão base 0,96978 1,50
Petróleo 0,8344 2,9
Fonte: Elaborado pelo autor, 2012.
Tabela 5.2- Propriedades dos plugues utilizados nos ensaios de embebição.
Plugues Comprimento
(cm)
Diâmetro
(cm)
Volume
poroso
Porosidade
(%)
Permeabilidade
(mD)
B1 3,09 3,97 10,35 21,34 31,61
B2 4,09 3,97 10,88 21,59 39,47
B3 4,02 3,97 11,59 23,3 32,83
Fonte: Elaborado pelo autor, 2012.
Os plugues selecionados, B1, B2 e B3 descritos na Tabela 5.2, foram os que
apresentaram porosidades semelhantes, em torno de 21%. A permeabilidade variou entre 31 a
39 mD.
49
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5.1- ANÁLISE QUANTITATIVA
5.1.1-Fator de recuperação
O tensoativo tem a finalidade de reduzir as tensões interfaciais (IFT) entre a água e o
óleo promovendo a miscibilidade das mesmas, aumentando a eficiência de deslocamento.
As medidas de tensão interfacial, em temperatura ambiente, entre a fase aquosa,
solução micelar em KCl 2% e a fase óleo (petróleo diluído em 5% de xileno), estão
apresentadas na Tabela 5.3.
Tabela 5.3- Dados de tensão interfacial entre as fases aquosa e a fase óleo, à temperatura ambiente.
Sistemas Tensão interfacial (mN/m)
Solução KCl 2% + óleo 13,42
Solução Renex 200 + óleo 4,35
Solução de sabão base + óleo 0,0054
Fonte: Elaborado pelo autor, 2013.
Como pode ser observado na Tabela 5.3, os tensoativos testados apresentaram redução
na tensão interfacial entre as fases comparadas à solução salina. O tensoativo iônico (sabão
base) propicia tensão interfacial bem inferior ao tensoativo não-iônico (Renex 200). Esse fato
pode estar relacionado à maior área superficial por molécula (área de empacotamento) desse
tipo de tensoativo, a qual sofre influência de sua porção lipofílica heterogênea, sendo
constituída principalmente de ácido oléico (36%), palmítico (29%), e esteárico (25%)
(SANTOS, 2009).
As taxas, bem como o fatores finais de recuperação, foram substancialmente mais
elevados para as soluções de tensoativos, porque menores tensões interfaciais favorecem
maiores interações com o óleo residual. No entanto, esta observação está em desacordo com
que está implícito na Equação (5.1) de Mattax e Kyte (1962) que sugerem que a taxa de
recuperação torna-se maior à medida que a tensão interfacial é aumentada.
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Tatiana de Andrade Borges Relatório ANP/PRH 43- DEPET/UFRN
As curvas de recuperação, para todos os fluidos são mostrados na Figura 5.1.
Figura 5.1- Fator de recuperação obtido para as soluções aquosas utilizadas nos
ensaios de embebição. Fonte: Elaborado pelo autor, 2012.
A solução salina (KCl 2% em peso) de maior tensão interfacial foi absorvida mais
lentamente pela rocha comparada às soluções tensoativas. Nesse caso, somente ao final dos
30 dias é que apareceram traços de produção de óleo.
A curva representativa para a solução tensoativa Renex 200, com tensão interfacial
intermediária (4,35 mN/m), demonstra que o óleo foi produzido mais lentamente, mas a
recuperação excedeu significativamente a da salmoura ao final do experimento, com fator de
recuperação em torno de 16% do óleo. No entanto, para a menor tensão interfacial
representada pelo tensoativo iônico (sabão base), 0,0054 mN/m, uma maior fração, 42% do
volume original in place foi produzido e à uma taxa mais rápida, onde o óleo passou a ser
produzido em torno de uma hora após o início do experimento. A maior eficiência na
recuperação de óleo pela solução de sabão base deve-se à menor tensão interfacial causada
por esse tensoativo, favorecendo maior mobilidade do óleo no meio poroso.
15.8
41.6
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
1 4 7 10 13 16 19 22 25 28 31
Fato
r d
e R
ecu
pe
raçã
o (
%)
Tempo (dias)
KCl 2% - IFT= 13.42mN/m Renex 200 - IFT= 4.35mN/m Sabão base - IFT= 0.0054mN/m
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5.2- ANÁLISE QUALITATIVA
5.2.1- Número de Bond inverso
A avaliação qualitativa dos resultados para a identificação da dinâmica do processo de
embebição capilar foi realizada a partir do número de Bond inverso (NB-1
) que considera os
efeitos da gravidade e capilaridade na recuperação do óleo. A Tabela 5.4 mostra os resultados
para o número de Bond inverso para os três sistemas.
Tabela 5.4- Número de Bond inverso para os sistemas utilizados.
Sistemas Número de Bond inverso (NB-1
)
Solução KCl 2% 6,3447
Solução de Renex 200 2,5374
Solução de sabão base 0,0034
Fonte: Elaborado pelo autor, 2012.
A forma da curva de recuperação também é uma indicação da contribuição das forças
capilares ou da gravidade e do tipo de interação, ou seja, concorrente ou contracorrente. A
Figura 5.2 mostra resultados para os três experimentos de embebição no arenito.
Figura 5.2- Curvas de recuperação na embebição com número de Bond inverso.
Fonte: Elaborado pelo autor, 2012.
Diante dos resultados três tendências da dinâmica de embebição capilar foram
observadas. Para o sistema de embebição com a solução salina o NB-1
foi de 6,3447, ou seja,
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
0.3 3
Fato
r d
e R
ecu
pe
raçã
o (
%)
log(t)
KCl 2% - IFT= 13.42mN/m
Renex 200 - IFT= 4.35mN/m
Sabão base - IFT= 0.0054mN/m
NB-1 =0.0034
NB-1 =2,5374
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NB-1
> 5, sendo as forças capilares dominantes. No entanto, a solução de sabão base seguiu
outra tendência, com número de Bond em 0,0034, ou seja, NB-1
<< 1, tendo o mecanismo
completamente segregado pela gravidade. No caso da solução de Renex 200, o número de
Bond encontra-se em um intervalo entre 0,2 < NB-1
<5 onde ambas as forças, capilares e
gravitacionais, são efetivas (SCHECHTER et al.,1994).
As curvas de recuperação para as soluções de tensoativos confirmam que a embebição
nos plugues não é totalmente dominada pelas forças capilares. A forma do perfil para a
embebição com Renex 200, exibe uma ação de transição (mistura de gravidade e
capilaridade), de acordo com perfis propostos por Schechter et al. (1994). Esse resultado já
era esperado porque a capilaridade torna-se mais fraca devido à diminuição da tensão
interfacial. Esse efeito é ainda mais evidente ao analisar-se a curva de recuperação pelo sabão
base, já que a redução da tensão interfacial para esse sistema é muito significativa.
Com base nas observações visuais, representadas na Figura 5.3, para um NB-1
intermediário, a frente de embebição progride uniformemente em direção à parte interna do
núcleo e o óleo é expulso pela lateral através de minúsculas gotas. À medida que a forças de
capilaridade diminuem, a interação torna-se concorrente, ou seja, o óleo é conduzido pela
solução de Renex 200 no sentido ascendente, caracterizado por pequenas gotas na superfície
do plugue, como verificado na Figura 5.3 (A). Em baixo NB-1
, o óleo foi recuperado apenas
pela força da gravidade, uma vez que superou a pressão capilar, gotículas foram observadas
na parte superior do núcleo devido ao valor bem inferior da tensão interfacial, caracterizando
a interação em concorrente.
As tendências dos comportamentos estão ilustradas na Figuras 5.3.
Figura 5.3- Dinâmica da embebição espontânea. (A) governada por uma combinação da
gravidade e forças capilares e (B) governada apenas por forças de gravidade.
Fonte: Elaborado pelo autor, 2012.
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6- CONCLUSÃO
A tensão interfacial mostrou ser um fator decisivo na recuperação do petróleo por
embebição espontânea. Essa propriedade, entre as fases água e óleo, foi reduzida
significativamente na presença de tensoativos.
O tensoativo iônico, sabão base, apresentou tensão interfacial bem inferior quando
comparado ao tensoativo não-iônico Renex 200, e isto se reflete no aumento da taxa e fator de
recuperação, sendo esse de 42 % com a injeção de sabão base e de 15,8% para a injeção da
solução de Renex 200.
No caso da análise qualitativa, realizada através do número de Bond inverso, três
tendências da dinâmica de embebição foram observadas. Para a solução salina, o NB-1
foi de
6,3447, sendo as forças capilares dominantes. No entanto, a solução de sabão base seguiu
outra tendência, com número de Bond inverso em 0,0034, tendo o mecanismo completamente
segregado pela gravidade. A solução de Renex 200, ambas as forças foram efetivas. Esses
efeitos foram confirmados diante das formas das curvas de recuperação por embebição.
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Tatiana de Andrade Borges Relatório ANP/PRH 43- DEPET/UFRN
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58
Tatiana de Andrade Borges Relatório ANP/PRH 43- DEPET/UFRN
ANEXO
Anexo A- Curva de calibração do porosímetro.
y = -265.7x + 958.38 R² = 0.981
50.00
100.00
150.00
200.00
250.00
300.00
350.00
2.000 2.200 2.400 2.600 2.800 3.000 3.200 3.400 3.600
Vo
lum
e (
cm3)
Pressão (bar)
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