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UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO NORTE

CENTRO DE TECNOLOGIA

CURSO DE GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA DE PETRÓLEO

AVALIAÇÃO DA INFLUÊNCIA DA VAZÃO DE INJEÇÃO DE

SISTEMAS MICROEMULSIONADOS NA RECUPERAÇÃO

AVANÇADA DE PETRÓLEO APLICADA A RESERVATÓRIOS

ARENÍTICOS

Alef Amiel de Moraes França

Dezembro,2018

NATAL, RN

Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo –CEP/CT/UFRN 2018.1

ii AlefAmiel de Moraes França

AlefAmiel de Moraes França

AVALIAÇÃO DA INFLUÊNCIA DA VAZÃO DE INJEÇÃO DE SISTEMAS

MICROEMULSIONADOS NA RECUPERAÇÃO AVANÇADA DE PETRÓLEO

APLICADA A RESERVATÓRIOS ARENÍTICOS

Trabalho apresentado ao Curso de

Engenharia de Petróleo da Universidade

Federal do Rio Grande do Norte como

requisito parcial para a obtenção do título

de Engenheiro de Petróleo.

Orientador (a): Dr. Marcos Allyson Felipe Rodrigues

Co-Orientador (a): Dra. Tereza Neuma de Castro Dantas

Dezembro, 2018

NATAL, RN


iii AlefAmiel de Moraes França


iv AlefAmiel de Moraes França

FRANÇA, Alef Amiel de Moraes. Avaliação da influência da vazão de injeção de sistemas

microemulsionados na recuperação avançada de petróleo aplicado a reservatórios areníticos.

2018. TCC (Graduação) - Curso de Engenharia de Petróleo, Universidade Federal do Rio

Grande do Norte, Natal, Brasil, 2018.

Palavras-Chaves: EOR, microemulsão, tensoativo, petróleo.

Orientador: Prof. Dr. Marcos Allyson Felipe Rodrigues

RESUMO

___________________________________________________________________________

É fato que o petróleo é uma fonte de energia muito explorada, representando ainda 50%

da matriz energética mundial, desta forma é grande a procura por hidrocarbonetos em

reservatórios a centenas de metros abaixo da superfície para sua devida exploração. Entretanto,

os reservatórios possuem baixo fator de recuperação, retendo boa parte do óleo, levando as

empresas a investirem em metodologias que atuem na manutenção da energia do reservatório e

que influenciem diretamente nas propriedades do óleo de se deslocar para o poço produtor,

aumentando assim, o fator de recuperação. Os métodos químicos é uma das metodologias mais

utilizadas na recuperação avançada com o objetivo de injetar fluido, como por exemplo,

polímeros, tensoativos ou microemulsões na rocha reservatório. Cada componente interage de

forma diferente com o petróleo ou com a rocha, sendo no aumento da eficiência de varrido a

partir do aumento da viscosidade ou na redução da interação óleo e rocha (tensão interfacial),

aumentando assim o deslocamento de óleo. Os sistemas microemulsionados são muito

eficientes na indústria do petróleo, não só por diminuir as tensões interfaciais, mas também por

diminuir os caminhos preferenciais. Desta forma, o presente trabalho consiste do

desenvolvimento e aplicação de um sistema microemulsionado na recuperação avançada,

composto por Ultramina Np 200 como tensoativo (T), n-Butanol como cotensoativo (C),

querosene como fase oleosa (FO) e água de abastecimento local como fase aquosa (FA). A

aplicação dos fluidos na etapa de EOR, foi observado que o aumento da vazão de injeção bem

como a complexidade do fluido injetado aumenta a taxa de produção de petróleo

proporcionando uma produção maior de óleo antecipadamente, garantindo a viabilidade deste

método de recuperação avançada.


v AlefAmiel de Moraes França

FRANÇA, Alef Amiel de Moraes. Avaliação da influência da vazão de injeção de sistemas

microemulsionados na recuperação avançada de petróleo aplicado a reservatórios areníticos.

2018. TCC (Graduação) - Curso de Engenharia de Petróleo, Universidade Federal do Rio

Grande do Norte, Natal, Brasil, 2018.

Keywords: EOR, microemulsão, tensoativo, petróleo.

Orientador: Prof. Dr. Marcos Allyson Felipe Rodrigues

ABSTRACT

__________________________________________________________________________

Oil is a very exploited energy source, still accounting for 50% of the world's energy

capacity, so there is a great demand for hydrocarbons in reservoirs hundreds of meters below

the surface for exploitation. However, companies have recovered their stocks, recovering much

of the oil, leading companies to invest in their reservoir energy retention methodologies and

influences on the properties of the displaced oil for the good producer, thus successively the

recovery. The methods are one of the most used methodologies in advanced transference with

the objective of obtaining a fluid, such as polymers, surfactants or microemulsions in the

reservoir rock. This component interacts for different natural oil with purity, but must on the

sweep efficiency from the density of viscosity in reduction of the interchange of the oil and

streaming, shall use the oil of oil. Microemulsion systems are very eficient in the petroleum

industry, they are not as limited as the interfaces, but also by preferred paths. Thus, the present

process consists in the development and application of a microemulsified system in the

advanced recovery, composed of Ultramin Np 200 as surfactant (T), n-Butanol as a cosurfactant

(C), kerosene as oily phase (FO) and water of local supply as aqueous phase (FA). The

application of the fluids in the EOR, it was observed that the increase of the injection flow as

well as the complexity of the injected fluid increases the rate of oil production, providing a

greater production of oil in advance, guaranteeing the viability of this advanced recovery

method.


vi AlefAmiel de Moraes França

AGRADECIMENTOS

Agradeço aos meus familiares, principalmente aos meus pais, por me apoiarem nessa

trajetória e compreenderem as decisões que estou fazendo.

Agradeço ao meu orientador Marcos Allyson por todo o suporte prestado durante o

curso e por sempre estar buscando mais formas de nos preparar mais para o mercado.

À professora Tereza Neuma de Castro Dantas, por me dar a oportunidade de trabalhar

no laboratório e acreditar no meu potencial.

À Tamyris, por toda a ajuda, paciência que teve comigo e todo o conhecimento passado.

À Nathália, minha namorada por todo o suporte e cobrança para elaborar o presente

documento.

Ao Departamento de Engenharia de Petróleo pelo suporte.

Ao pessoal do LTT que contribuíram de várias formas para o desenvolvimento deste

trabalho.


vii AlefAmiel de Moraes França

SUMÁRIO

1 INTRODUÇÃO 12

2 ASPECTOS TEÓRICOS 14

2.1 Petróleo 14

2.1.1 Classificação do petróleo 15

2.2 Tipo de rocha reservatório 16

2.3 Propriedades das rochas e dos fluidos 16

2.3.1 Porosidade 16

2.3.2 Permeabilidade 17

2.3.3 Molhabilidade 18

2.3.4 Saturação de fluidos 19

2.3.5 Tensão superficial e interfacial 20

2.3.6 Viscosidade 21

2.4 Métodos de recuperação 21

2.4.1 Método de recuperação convencional 22

2.4.2 Recuperação avançada de petróleo 23

2.5 Tensoativos 25

2.5.1 Concentração Micelar Crítica 26

2.6 Microemulsão 27

3 MATERIAS E MÉTODOS 28

3.1 Obtenção dos plugs de arenito 28

3.2 Obtenção dos fluidos de injeção 29

3.2.1 Determinação da concentração micelar crítica 30

3.2.2 Obtenção do diagrama pseudoternário 30

3.3 Caracterização 30

3.3.1 Determinação do diâmetro de partícula 31

3.3.2 Análise da tensão superficial 31


viii AlefAmiel de Moraes França

3.3.3 Análise da viscosidade 32

3.4 Aplicação dos fluidos de injeção no equipamento de EOR 32

4 RESULTADOS E DISCUSSÕES 35

4.1 Determinação da concentração micelar crítica 35

4.2 Obtenção do diagrama pseudoternário 36

4.3 Diâmetro de partícula 37

4.4 Tensão superficial 38

4.5 Viscosidade 38

4.6 Testes de EOR 39

5 CONCLUSÕES 43

REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS 44


ix AlefAmiel de Moraes França

ÍNDICE DE FIGURAS

Figure 1 – Representação de uma rocha e seus poros ______________________________ 17

Figure 2 – Representação de rocha reservatório e seus poros conectados _______________ 18

Figure 3 – Representação da rocha reservatório com diferentes afinidades aos fluidos contidos.

____________________________________________________________________ 19

Figure 4 – Rocha reservatório contendo três fluidos: água, óleo e gás. _________________ 20

Figure 5 – Etapas da recuperação de Petróleo ____________________________________ 22

Figure 6 – Representação esquemática de uma molécula de tensoativo ________________ 25

Figure 7 – Formação de micelas em meio aquoso e oleoso __________________________ 27

Figura 8 – Imagem da perfuratriz de bancada ____________________________________ 28

Figure 9 – Imagem de plugs antes do processo de calcinação (esquerda) e após o processo de

calcinação (direita). ____________________________________________________ 29

Figura 10 - Equipamento analisador de diâmetro de partícula ZetaPlus ________________ 31

Figura 11 – Representação do equipamento medidor de tensão superficial ______________ 32

Figure 12 – Esquema do Sistema de Confinamento para Testes Hidrostáticos em Meios

Porosos: (a) Fluido de deslocamento; (b) bomba; (c) célula de injeção dos fluidos; (d)

transdutor; (e) compressor; (f) estufa; (g) holder; (h) coletor dos fluidos injetados; (i) linha

de injeção de fluido; (j) linha de saída de fluidos e (k) manômetro. _______________ 33

Figura 13 – Relação entre tensão superficial e concentração de tensoativos para determinação

da c.m.c. _____________________________________________________________ 35

Figure 14 – Diagrama pseudoternário __________________________________________ 36

Figure 15 – Gráfico da variação do diâmetro em função da intensidade dos três sistemas

definidos _____________________________________________________________ 37

Figure 16 – Gráfico da etapa de recuperação avançada utilizando solução de tensoativo e

microemulsão em vazões distintas _________________________________________ 40

Figure 17 – Gráfico da recuperação avançada comparando a injeção de microemulsão a vazões

diferentes. ____________________________________________________________ 42


x AlefAmiel de Moraes França

LISTA DE TABELAS

Tabela 1 – Frações do petróleo e seus derivados ................................................................... 14

Tabela 2 – Tipos de óleo ...................................................................................................... 15

Tabela 3 – Tensão superficial dos sistemas estudados .......................................................... 38

Tabela 4 – Analise da viscosidade dos sistemas previamente definido .................................. 39

Tabela 5 – Resultados da etapa da EOR....................................................................................41


xi AlefAmiel de Moraes França

LISTA DE ABREVIATURAS E/OU SÍMBOLOS E/OU SIGLAS

API – American Petroleum Institute

A/O – Água em óleo

BHL - Balanço Hidrofílico-Lipofílico

c.m.c – Concentração micelar crítica

C/T – Cotensoativo/Tensoativo

FA – Fase aquosa

FO – Fase oleosa

pH – Potencial Hidrogeniônico

Rpm – Rotações por minuto

O/A – Óleo em água

Vp – Volume poroso

Sorw – Saturação de óleo residual a água


12 AlefAmiel de Moraes França

1 INTRODUÇÃO

O petróleo é uma das matérias primas mais explorada do mundo, sua qualidade

energética e capacidade de gerar diversos derivados são o que o torna indispensável na

sociedade moderna.

A exploração de petróleo de forma comercial se deu a partir do século XIX, quando foi

perfurado o primeiro poço nos EUA com apenas 21 metros de profundidade e produziu os

primeiros metros cúbicos do óleo. Por se apresentar como uma grande fonte energética, como

também uma matéria prima de diversos produtos, o investimento na sua exploração cresceu

exponencialmente. (THOMAS et al; 2001)

Em geral, grande parte do investimento é utilizada na criação e aprimoramento de

tecnologias para facilitar a extração do hidrocarboneto, pois com a recuperação primária o

deslocamento do óleo à superfície ocorre através da energia contida no reservatório, a energia

primária. Entretanto, à medida que o petróleo é produzido, ocorre perda parcial dessa energia

devido à diminuição da pressão no reservatório e consequentemente diminuindo a sua

produtividade, fazendo-se necessário a aplicação de métodos que atue na manutenção desta

energia (suplementação) ou que alterem o deslocamento do óleo no meio poroso. (Matte; 2011)

A recuperação avançada (EOR) foi desenvolvida com o intuito de acelerar o processo

produtivo do óleo retido, a partir da alteração das forças viscosas, aumentando a interação entre

o fluido injetado e o retido e diminuindo a interação entre o fluido retido e a rocha reservatório.

Este método é dividido em térmicos, miscíveis e químicos, que os diferencia um do outro

somente pelo tipo de fluido injetado e o tipo de interação que irá ocorrer. (SOUZA, 2017;

OLIVEIRA, 2015)

Os métodos químicos fazem parte da EOR e têm como objetivo modificar as condições

de interface favorecendo assim o deslocamento do óleo residual para o poço produtor. Este

método utiliza a injeção de fluidos diferentes dos já presentes no reservatório, como por

exemplo, polímeros, tensoativos, solventes e fluidos alcalinos. (BORGES 2009)

Os sistemas microemulsionados são dispersões transparentes e estáveis, obtidos através

da solubilização de substâncias apolares e polares. As micromemulsões são muito aplicadas na

EOR com o objetivo de diminuir a tensão interfacial fluido-óleo, promovendo assim o

deslocamento do óleo residual, além de diminuir os caminhos preferenciais. (SOUZA 2013)



O objetivo deste trabalho é utilizar os métodos químicos na etapa EOR, por injeção de

tensoativo em solução e em microemulsão, buscando avaliar e comparar as suas eficiências,

bem como o efeito da vazão de injeção dos fluidos na recuperação avançada em rochas

areníticas.



2 ASPECTOS TEÓRICOS

Nesta seção serão abordados os conceitos utilizados durante todo o trabalho para que

haja um entendimento prévio sobre petróleo, tipo de rocha reservatório, propriedades das rochas

e dos fluidos, métodos de recuperação, tensoativos e microemulsão.

2.1 Petróleo

O petróleo é uma mistura natural de hidrocarbonetos que pode se apresentar na forma

gasosa, sólida ou líquida dependendo das condições de temperatura e pressão do meio. O que

torna o petróleo uma matéria prima muito explorada é o fato de ser uma mistura muito rica, o

que faz com que o seu refino gere diversos derivados que vão de combustíveis até produtos de

uso diário. A tabela 1 mostra as principais frações típicas do petróleo. (SANTESTEVAN, 2008)

Tabela 1 – Frações do petróleo e seus derivados

Frações Temperatura de

ebulição (ºC)

Composição

aproximada Uso

Gás residual - C1-C2 Gás combustível.

Gás liquefeito de

petróleo – GLP Até 40 C3-C4

Gás combustível

engarrafado, uso

doméstico e

industrial.

Gasolina 40 – 175 C5-C10

Combustível de

automóveis,

solvente.

Querosene 175 – 235 C11-C12

Iluminação,

combustível de

aviões a jato.

Gasóleo leve 235 – 305 C13-C17 Diesel, fornos.

Gasóleo pesado 305 – 400 C18-C25

Combustível,

matéria-prima para

lubrificantes.

Lubrificante 400 – 510 C26-C36 Óleos lubrificantes.

Resíduo Acima de 510 C38+ Asfalto, piche,

impermeabilizante.

Fonte: (THOMAS, 2001)



2.1.1 Classificação do petróleo

O petróleo é classificado de duas formas, quanto à estrutura molecular dos

hidrocarbonetos, como também em relação a sua densidade e ºAPI.

Em relação à estrutura molecular, os hidrocarbonetos são divididos entre saturados,

insaturados e aromáticos. Os hidrocarbonetos saturados são denominados alcanos ou

parafínicos por apresentarem ligações simples entre carbono e hidrogênio, esta classificação

divide-se em hidrocarbonetos parafínicos normais, ramificados (quando há uma ou mais

ramificações nos átomos de carbono) e cíclicos quando os átomos de carbono estão dispostos

em formato de anéis. São denominados hidrocarbonetos insaturados aquelas cadeias que

apresentam uma dupla ou tripla ligação carbono-carbono dessa forma são mais reativas e

instáveis. Os hidrocarbonetos que apresentam duplas ligações são chamados de alcenos,

enquanto que aqueles que apresentam tripla ligação são chamados de alcinos. São denominadas

aromáticas as cadeias de carbono que apresentam em sua estrutura um anel formado por seis

átomos de carbono com ligações simples e duplas alternadas. (THOMAS et al, 2001)

Em relação a sua densidade e ºAPI, o American Petroleum Institute criou essa

classificação para determinar o tipo de petróleo que se encontra no reservatório a fim de saber

mais precisamente os derivados que o determinado óleo irá fornecer ao passar pelo processo de

refino. Na tabela 2 apresentam-se as quatro categorias relacionadas ao ºAPI do óleo. (Madruga

Filho, 2017)

Tabela 2 – Tipos de óleo

Tipo de óleo ºAPI

Leve ≥31

Mediano <31 e ≥ 22

Pesado >22 e ≥10

Extra-pesado <10

Fonte: (Madruga Filho, 2017)



2.2 Tipo de rocha reservatório

Grande parte dos reservatórios de petróleo que é utilizado para fins comerciais, é

encontrada alojada em rochas sedimentares, principalmente em arenitos e calcários. Para isso,

é necessário que estes tipos de rochas apresentem espaços vazios conectados capazes de

acumularem uma quantidade considerável de hidrocarbonetos. Outros tipos de rochas como

folhelhos, siltes e rochas ígneas ou metamórficas podem atuar como rocha reservatório, caso

apresentem fraturas. (ROSA et al, 2011)

Para que um reservatório de petróleo seja economicamente viável, é necessário que o

exista um volume de óleo depositado na rocha, e que boa parte deste volume consiga ser

recuperado. Além disso, a rocha reservatório deve apresentar porosidade e permeabilidade

favorável para que o óleo consiga se deslocar para o poço produtor e posteriormente para a

superfície. (DANDEKAR, 2013)

2.3 Propriedades das rochas e dos fluidos

Conhecer as propriedades das rochas e dos fluidos é fundamental para a exploração do

petróleo, uma vez que, a partir do conhecimento de certas propriedades, é possível definir a

quantidade de óleo presente no reservatório, sua capacidade de deslocamento e de interação

com a rocha, para que assim possa ser escolhido o melhor método de recuperação do petróleo.

2.3.1 Porosidade

A porosidade é uma das propriedades mais importantes das rochas reservatórios que

deve ser conhecida, pois mede a capacidade de armazenamento de fluidos na rocha. É a relação

entre o volume de vazios de uma rocha e o seu volume total. (ROSA et al, 2011)

A porosidade é subdividida em porosidade absoluta, efetiva, primária e secundária. A

porosidade absoluta é a razão entre o volume de todos os poros e o volume total, não sendo útil

devido ao seu calculo levar em conta tanto poros que estão interconectados quanto os que não

estão. (SOARES, 2012)



A porosidade primária ocorre durante o processo de sedimentação e formação das

camadas rochosas. A porosidade secundária ocorre a partir de algum tipo de processo geológico

após a fase de sedimentação e deposição dos grãos, tendo como exemplo fraturas encontradas

em folhelhos. (SOUZA, 2017)

Dentre essas divisões a mais importante é a porosidade efetiva, pois ela representa os

espaços ocupados pelos fluidos que podem ser deslocados pelo meio porosos para o poço

produtor. Na figura 1 mostram-se os espaços vazios (poros) da rocha.

Figure 1 – Representação de uma rocha e seus poros

Fonte: (ROSA et al, 2006)

2.3.2 Permeabilidade

A permeabilidade é uma propriedade diretamente ligada a porosidade, pois ela é a

capacidade da rocha de ser atravessada por fluidos, de forma que seus poros estejam conectados

para que o óleo acumulado consiga se deslocar através da rocha reservatório e assim consiga

ser produzido. A figura 2 mostra a rocha e seus espaços interconectados que permitem o fluxo

de fluido através da rocha. (SOARES, 2012)



Figure 2 – Representação de rocha reservatório e seus poros conectados


A permeabilidade pode ser dividida em dois tipos, sendo absoluta quando um único

fluido ocupa o meio poroso, e relativa quando mais de um fluido ocupa o meio poroso.

2.3.3 Molhabilidade

A molhabilidade é a tendência de a rocha reservatório estar em contato com certo fluido

em um sistema bifásico ou multifásico. No caso de um reservatório contendo água e óleo, a

rocha pode ter mais afinidade com a água ou com o óleo, reduzindo assim o deslocamento do

fluido que estiver com afinidade à rocha. A figura 3 mostra os diferentes tipos de molhabilidade

de uma rocha. (SOARES, 2012)



Figure 3 – Representação da rocha reservatório com diferentes afinidades aos fluidos

contidos.

Fonte: (SOARES, 2012)

O conhecimento da molhabilidade de um reservatório é de extrema importância, pois

caso um reservatório tenha uma afinidade ao óleo, se faz necessário o estudo de metodologias

de recuperação que alterem a afinidade da rocha para que o petróleo consiga se deslocar com

maior facilidade.

2.3.4 Saturação de fluidos

A saturação é a quantidade de fluido contido totalmente nos espaços vazios, ou

parcialmente, dividindo espaço com outros fluidos como água e gás. Em reservatórios de

petróleo é muito importante saber a saturação do óleo na rocha para saber a viabilidade de

produção, bem como o mecanismo de produção que será utilizado. Na figura 4 pode ser

observada uma rocha saturada com óleo, gás e água. (SOARES, 2012)



Figure 4 – Rocha reservatório contendo três fluidos: água, óleo e gás.


A saturação (Sf) é a quantidade de volume poroso (Vp) ocupada pelo fluido saturante

(Vf), como mostra a equação 1 abaixo.

𝑆𝑓 =𝑉𝑓

𝑉𝑝 𝑜𝑢 𝑆𝑓(%) =

𝑉𝑓

𝑉𝑝 𝑥 100 (𝟏)

2.3.5 Tensão superficial e interfacial

Sabe-se que as moléculas tendem a ter uma atração pelas moléculas vizinhas, de forma

que a soma vetorial das forças de atração tenha uma resultante nula, entretanto não é o que

ocorre com as moléculas que fica na superfície. A partir do momento em que elas só têm contato

com vizinhas abaixo de si, pois acima da superfície não há força de atração por não haver

moléculas vizinhas, fazendo com que fiquem desbalanceadas, passando a existir uma resultante

que não é nula e sim perpendicular à superfície e voltada para dentro do líquido. (DALTIN,

2000)

O que ocorre é a tendência de redução de moléculas que estão na superfície, fazendo

com que as forças superficiais se tornem menores e deixe o sistema mais estável, por isso que



líquidos polares tendem a adquirir na sua superfície o formato esférico. Assim, a tensão

superficial ocorre pelo não balanceamento de atração das moléculas da superfície. No caso de

dois líquidos imiscíveis ocorre uma situação semelhante de forma que saber a tensão superficial

é necessário para que não ocorra um desequilíbrio.

A tensão interfacial é a energia existente entre o contato entre dois líquidos ou um

líquido e uma superfície, esta pode aumentar ou diminuir dependendo da variação de

temperatura e pressão do meio. Na rocha, com alta temperatura e pressão a tensão interfacial

entre a rocha reservatório e o óleo pode prejudicar o deslocamento do petróleo. (SOUZA, 2017)

2.3.6 Viscosidade

A habilidade dos líquidos de resistirem à alteração da sua forma é a viscosidade, é a sua

resistência ao escoamento. Na indústria do petróleo esta propriedade é muito importante, pois

proporciona a uma melhor escolha no método de recuperação do petróleo, por exemplo, um

reservatório com óleo viscoso dificilmente terá um alto fator de recuperação se utilizado injeção

de água.

2.4 Métodos de recuperação

Nós reservatórios, em geral o óleo se encontra aprisionado juntamente com água e gás

a uma elevada temperatura e pressão, desta forma, ocorre um acumulo de energia do próprio

reservatório chamada de “energia primária”, ocasionado pela compressão da água, rocha, óleo

e do gás. No início da vida produtiva do poço, a energia primária do reservatório é suficiente

para elevar o óleo do reservatório até a superfície de forma natural, entretanto esse processo

não perdura durante toda a etapa de produção. Ao longo da exploração do petróleo, vai

ocorrendo uma descompressão dos fluidos nos reservatórios e assim uma diminuição gradativa

da energia primária, impedindo assim o óleo de chegar à superfície de forma natural. (Curbelo,

2006)

Faz-se necessário então a suplementação de uma energia secundária através da injeção

de água ou gás, ou de um fluido distinto dos existentes no reservatório que atuem alterando as



forças viscosas, capilares por meio de métodos especiais, caso a suplementação não seja

suficiente.

Desta forma, as etapas de recuperação consistem em recuperação primária a partir de

elevação natural ou artificial, seguindo de uso dos métodos convencionais ou recuperação

secundária utilizando injeção de fluidos como água ou gás e por último a utilização de métodos

especiais. A figura 5 mostra toda a etapa de recuperação do petróleo do reservatório.

Figure 5 – Etapas da recuperação de Petróleo

Fonte: (SOUZA, 2017)

2.4.1 Método de recuperação convencional

O método de recuperação convencional consiste na suplementação da energia do

reservatório para deslocar o óleo até a superfície durante o início do período produtivo do poço,

pois durante a vida útil do poço, sua energia primária vai reduzindo necessitando de um método

que auxilie na manutenção dessa energia, complementando a pressão perdida e varrer o petróleo

para o poço produtor a partir de um fluido injetado pelo poço injetor.



Os fluidos injetados nesse processo são água ou gás imiscível dependendo da saturação

dos fluidos e da formação do próprio reservatório, estes fluidos não alteram as propriedades do

óleo, e sim o deslocando de forma a ocupar o seu espaço, mantendo a pressão para que o

petróleo consiga ser produzido. A injeção de água é mais eficiente que o gás em termos de

eficiência de varrido e deslocamento, entretanto é mais trabalhoso que a injeção do gás por se

tornar mais difícil a obtenção e armazenamento da água.

2.4.2 Recuperação avançada de petróleo

A partir do momento em que o óleo que se encontra retido no reservatório é residual, ou

seja, não consegue ser produzido a partir de injeção de água ou gás imiscível e necessita de um

método que altere suas propriedades para que possa se deslocar, é necessário a aplicação de um

método de recuperação avançada, utilizando fluidos distintos dos presentes no reservatório para

que ocorra uma interação entre o fluido injetado e o retido ou entre o fluido injetado e a rocha

reservatório.

O método de recuperação avançada pode ser divido em três categorias, sendo eles

químicos, térmicos e miscíveis. Todos esses métodos utilizam a injeção de fluidos de alto valor

econômico e por isso é a última opção na etapa de recuperação, pois apesar do alto retorno,

também há um alto custo de investimento.

O método térmico busca injetar fluidos em alta temperatura influenciando no aumento

da temperatura do reservatório, pois o óleo residual já apresenta uma elevada viscosidade, com

isso o aumento atua de forma inversamente proporcional à viscosidade, de forma que quanto

maior a temperatura do meio, menor serão as forças viscosas, reduzindo assim a viscosidade do

óleo e facilitando a sua mobilidade para o poço produtor. São dois os métodos térmicos mais

utilizados, onde o primeiro é através da injeção de água no estado vapor ou líquido a elevadas

temperaturas, vaporizando as frações mais leves ainda existentes e criando uma frente de

solvente varrendo o reservatório. O outro método térmico é a combustão in situ, que ocorre a

partir da combustão de uma pequena parte do óleo residual através da injeção de oxigênio que

em contato com um combustível inflamável gera a formação de dióxido de carbono e água,

liberando calor, elevando a temperatura do meio e aumentando a pressão, fazendo com que o

óleo seja deslocado para o poço produtor de forma mais efetiva.



O método miscível tem como objetivo proporcionar uma miscibilidade entre o fluido

injetado e o óleo retido, provocando um aumento no volume do óleo, a quantidade de

componentes mais leves e assim diminuindo a viscosidade do óleo. Dentre os fluidos injetados

estão os hidrocarbonetos, dióxido de carbono, nitrogênio e gases de combustão. Existem duas

formas de utilização desse método, podendo ser processo de primeiro contato miscível onde o

fluido injetado é totalmente miscível ao óleo, e o método múltiplo contato miscível, onde o

fluido injetado não é miscível ao óleo no primeiro contato, entretanto ao ser injetado ocorre

uma modificação no fluido através de múltiplos contatos com as fases do reservatório e com

componente de transferências de massas, essas modificações irão gerar miscibilidade entre o

deslocamento e as fases deslocadas.

O método químico tem como objetivo diminuir ou até eliminar as forças capilares

existentes no reservatório, diminuir as tensões interfaciais entre o fluido injetado e o óleo retido,

através da injeção de fluidos distintos dos existentes no reservatório como os polímeros,

tensoativos, soluções alcalinas e microemulsões. Assim, os fluidos injetados interagem com o

óleo retido, alteram propriedades do meio como a interação rocha-óleo e influenciando

diretamente no seu deslocamento. (SOUZA, 2017)

Os polímeros são injetados na EOR solubilizados em água para assim alterar a fluidez

do fluido injetado no meio poroso. A injeção dessa solução tem como objetivo escoar o fluido

injetado de maneira mais uniforme, assim deslocando o óleo retido de maneira mais efetiva.

Os tensoativos são injetados na recuperação avançada em solução ou em microemulsão.

Sua utilização tem como objetivo diminuir a tensão interfacial para assim alterar a

molhabilidade da formação. A partir do contato do fluido injetado com o óleo residual ocorre

uma alteração da molhabilidade do meio poroso, deslocando assim o óleo residual que estava

alocado nas paredes do poro. (SOUZA, 2017)

A injeção de fluidos alcalinos tem como objetivo produzir tensoativo dentro do

reservatório através de reações químicas entre o agente alcanilo (presente no fluido injetado) e

os ácidos orgânicos (presente no petróleo bruto). Esta produção de tensoativo gera uma redução

na tensão interfacial e assim deslocar o óleo de forma mais efetiva. (SOUZA, 2017)



2.5 Tensoativos

Por definição os tensoativos são moléculas que apresentam dupla polaridade, sendo

uma parte apolar (cabeça) e uma parte polar (cauda). Essa característica proporciona a

emulsificação de compostos imiscíveis quando misturados a um tensoativo, além disso, o

tensoativo tem a função de diminuir as tensões interfaciais, superficiais e modificar a velocidade

reacional. (DALTIN, 2012). A figura 6 representa o formato de um tensoativo com sua dupla

polaridade.

Figure 6 – Representação esquemática de uma molécula de tensoativo

Fonte: (SOUZA, 2017)

A classificação dos tensoativos é feita a partir do seu grupo polar, desta forma são

separados em aniônicos, catiônicos, não iônicos e anfóteros. (DALTIN, 2012).

Os tensoativos aniônicos quando em solução aquosa liberam íons carregados

negativamente. São os tensoativos mais utilizados na indústria devido à elevada quantidade de

grupos hidrofóbicos, além de que apresentam um poder de detergência, espumante e

umectância, sendo utilizados na produção de detergentes, sabões, entre outros. (DALTIN,

2012).

Os tensoativos catiônicos são o oposto dos aniônicos, pois liberam íons carregados

positivamente quando em solução aquosa. Possuem propriedades bactericidas, sendo assim

muito utilizados na produção de desinfetantes, em sistemas de tratamento de água, solo, entre

outros. (DALTIN, 2012).



Os tensoativos anfóteros podem possuir as características tanto aniônicas quanto

catiônicas, o que influenciam no tipo de características que será apresentada é o pH do meio em

que elas estiverem. (DALTIN, 2012).

Os tensoativos não iônicos não se dissociam em solução aquosa por não possuírem

cargas em suas moléculas, de modo que suas propriedades são influenciadas pelo pH, isto o

torna muito útil na indústria. (DALTIN, 2012).

Outra forma de seleção adequada do tipo de tensoativo para o tipo de emulsão é a partir

do balanço Hidrofilico-lipofilico (BHL), que serve para classificar os tensoativos em função da

aplicação, podendo gerar emulsões óleo em água ou água em óleo. Se o valor do BHL é alto

então o tensoativo é hidrofílico e eficiente para produzir emulsão O/A, se o valor é baixo, é

hidrofóbico e eficiente para produzir emulsão A/O. (DALTIN, 2012).

2.5.1 Concentração Micelar Crítica

É a capacidade das moléculas de tensoativos de formarem micelas quando em altas

concentrações, pois em baixas concentrações elas se apresentam na forma de monômeros

dispersos. Essas micelas são formadas devido a alta concentração de tensoativos na superfície,

de forma que a interface não é mais capaz de acomodar todas as moléculas, portanto as

moléculas penetram na solução formando micelas, e o ponto que define quando isso passa a

acontecer é chamado de concentração micelar crítica (c.m.c.). (OLIVEIRA, 2015)

As micelas são divididas em duas formas de organização, direta e inversa que vão

depender do meio continuo no qual elas estiverem inseridas, micelas com a parte polar voltada

para dentro têm-se que o meio é apolar e a micela é dita como inversa, enquanto que micelas

com a parte polar voltada para fora se têm que o meio é polar e a micela é direta. A figura 7

mostra a formação de micelas tanto em fase aquosa como também em fase oleosa. (OLIVEIRA,

2015)



Figure 7 – Formação de micelas em meio aquoso e oleoso

Fonte: (DALTIN, 2012)

2.6 Microemulsão

As microemulsões são formadas a partir da solubilização de dois líquidos imiscíveis

juntamente com um tensoativo, e na maioria dos casos um cotensoativo. Dessa forma, formam

um sistema translúcido ou transparente, monofásico e termodinamicamente estável, capazes de

reduzir a tensão interfacial a valores mínimos. (NASCIMENTO, 2014)

Os sistemas microemulsionados são divididos em três classes: óleo em água (O/A), água

em óleo (A/O) e bicontínua, onde O/A ocorre quando gotículas de óleo são envolvidas por uma

região contínua de água, enquanto que A/O, as gotículas de água são envolvidas por uma região

em sua maioria de óleo. No caso da bicontínua, ambos os componentes estão em proporção

semelhantes de forma que nenhuma região está em maior proporção que a outra.

(NASCIMENTO, 2014)



3 MATERIAS E MÉTODOS

Nessa parte serão apresentados todos os procedimentos experimentais realizados para a

construção deste trabalho. As sequências dos experimentos realizados foram:

I. Obtenção dos plugs de arenito

II. Obtenção dos fluidos de injeção

III. Caracterização dos fluidos de injeção

IV. Aplicação dos fluidos de injeção no equipamento de EOR

3.1 Obtenção dos plugs de arenito

Os plugs foram obtidos através de uma rocha arenítica da formação Botucatu utilizando

uma perfuratriz de bancada. Foram realizados corte e retiradas de plugs de 50 mm de

comprimento e 40 mm de diâmetro. A figura 8 mostra a perfuratriz de bancada utilizada para

fazer o corte dos plugs.

Figura 8 – Imagem da perfuratriz de bancada

Fonte: O Autor



Após o processo de corte dos plugs, eles foram levados para calcinação, onde ocorre um

tratamento térmico a 700ºC durante seis horas para garantir a eliminação de unidade de matéria

orgânica e impurezas. A figura 9 pode-se visualizar o plugs antes e depois do processo de

calcinação.

Figure 9 – Imagem de plugs antes do processo de calcinação (esquerda) e após o

processo de calcinação (direita).

Fonte: O autor

3.2 Obtenção dos fluidos de injeção

Para a obtenção dos fluidos de injeção utilizados na etapa de EOR, foi realizada a

determinação da c.m.c. do tensoativo, seguido da obtenção do diagrama pseudoternário para

que pudesse ser definido o ponto da microemulsão a ser utilizada.



3.2.1 Determinação da concentração micelar crítica

Para a determinação da c.m.c. da Ultramina NP200, um tensoativo do tipo não iônico e

de BHL 14.

Desta forma, foi preparada uma solução de tensoativo com água de abastecimento local

a uma concentração de 15% (m/m) e solubilizado por meio de agitação em temperatura

ambiente e analisou-se a tensão superficial. A análise da tensão superficial foi realizada a partir

da diluição da solução de partida diluindo-se a solução e medindo a tensão até que a solução

estivesse com valor de tensão superficial próximo a da água (72 mN/m), essas medidas foram

realizadas utilizando o tensiômetro Sensadyne (QC6000, Sensadyne Instruments, à temperatura

de 25 ºC.

3.2.2 Obtenção do diagrama pseudoternário

Para a escolha do ponto de microemulsão a ser utilizado, foi construído um diagrama

pseudoternário para delimitar as regiões de Winsor, no caso a região de Winsor IV que

apresenta um sistema monofásico e transparente, constituído por uma única fase de

microemulsão, sendo a região de interesse nesse trabalho.

Foi preparada uma mistura de querosene (fase oleosa), n-Butanol (cotensoativo) e

Ultramina NP200 (tensoativo). A mistura com razão C/T igual a dois, foi titulada com água

(fase aquosa) sob agitação buscando observar o ponto no qual o sistema turvasse, de forma que

através do balanço de massas foi possível delimitar a região de Winsor IV e obter o diagrama

pseudoternário, para escolher o ponto de microemulsão.

3.3 Caracterização

Os sistemas obtidos foram caracterizados através das análises de distribuição do

tamanho de partícula, tensão superficial a temperatura de 25ºC e análise de viscosidade para

caracterização.



3.3.1 Determinação do diâmetro de partícula

A análise de distribuição de tamanho de partícula foi realizada para o sistema

microemulsionado, e para as soluções de tensoativos. Essa análise tem como objetivo avaliar o

tamanho das micelas em função da sua composição.

O equipamento utilizado para este tipo de análise foi o analisador de diâmetro de

partícula ZetaPlus (Instrutécnica). Este equipamento utiliza uma técnica chamada espelhamento

dinâmico de luz, emitindo um laser que atravessa uma cubeta de quartzo de 5mL com solução

do sistema, atinge as partículas e se dispersa em todas as direções sem nenhum ganho ou perda

de energia. Este laser sofre interferências construtivas ou destrutivas em torno das partículas

que através de cálculos são determinados os tamanhos das partículas dispersas em solução. A

Figura 10 mostra o equipamento analisador do diâmetro de partícula. (SOUZA, 2013)

Figura 10 - Equipamento analisador de diâmetro de partícula ZetaPlus

3.3.2 Análise da tensão superficial

Para a análise de tensão superficial, foi utilizado o tensiômetro Sensadyne (QC6000 –

Sensadyne instruments) abordado anteriormente. Esse equipamento utiliza a metodologia da

máxima pressão de bolha de Sugden, método este que se baseia na formação de bolhas nas

extremidades dos tubos capilares imersos em 30 mL de solução do sistema, onde a pressão do

gás no interior de cada bolha é monitorada ao longo do seu crescimento através de transdutores



de pressão diferencial. A partir disso, utilizando-se procedimentos matemáticos, são calculados

os valores das tensões superficiais. A Figura 11 mostra a representação do equipamento e do

processo utilizado para medição da tensão superficial.

Figura 11 – Representação do equipamento medidor de tensão superficial

Fonte: (TEIXEIRA, 2012)

3.3.3 Análise da viscosidade

A análise de viscosidade foi realizada a fim de avaliar a fluidez dos sistemas a serem

utilizados na etapa da EOR, de forma a melhorar a eficiência de varrido. O equipamento

utilizado foi o reômetro Anton Paar modelo MCR 302 a 28,4ºC.

3.4 Aplicação dos fluidos de injeção no equipamento de EOR

Os testes de recuperação avançada de petróleo (EOR) foram realizados no simulador de

reservatório (Sistema de confinamento para testes hidrostáticos em meios porosos – figura 12)

para a avaliação do potencial de deslocamento de óleo utilizando os sistemas selecionados.



Figure 12 – Esquema do Sistema de Confinamento para Testes Hidrostáticos em

Meios Porosos: (a) Fluido de deslocamento; (b) bomba; (c) célula de injeção dos fluidos; (d)

transdutor; (e) compressor; (f) estufa; (g) holder; (h) coletor dos fluidos injetados; (i) linha de

injeção de fluido; (j) linha de saída de fluidos e (k) manômetro.

Os fluidos utilizados no simulador foram solução de KCl a 20000 ppm como salmoura,

petróleo do campo de Ubarana caracterizado como óleo leve com densidade igual a 0,86 g/cm³

e ºAPI de 29, e os sistemas previamente selecionados.

As etapas da simulação da recuperação avançada consistem em montar a célula “g” com

o plug já inserido, garantir a efetividade das conexões do simulador. Após esse processo, aplicar

a pressão de confinamento em torno de 1500 psi, para que os fluidos injetados atinjam todo o

meio poroso evitando assim deslocamento pelas laterais da rocha arenítica.

Após a montagem e aplicação da pressão de confinamento, é dado inicio a etapa de

saturação, que consistem na injeção de salmoura (KCl a 20000 ppm) em fluxo de 1mL/min e

depois petróleo a partir da célula de injeção “e”. Nesta etapa o plug é preenchido por 3 volumes

porosos (Vp) de salmoura seguido de 3Vps de petróleo para que ocorra a garantia de que toda

a rocha foi saturada tanto com salmoura quanto com óleo. Com o fim da etapa de saturação, já

é possível realizar a determinação da água conata e do volume de saturação de óleo inicial.



Depois da etapa de saturação o plug encontra-se em um estado de condição inicial de

reservatório e a partir desse ponto são iniciadas as etapas de recuperação, que consistem na

recuperação convencional a partir da injeção de 3Vps de salmoura a 1 mL/min.

Ao termino da etapa convencional é iniciada a etapa avançada de recuperação de

petróleo, para que seja retirado o óleo residual que não foi deslocado na etapa convencional de

recuperação. Nesta fase são injetados 3Vps de fluido químico sendo ele a solução de

tensoativo/microemulsão variando a sua vazão de injeção entre 1 mL/min e 2mL/min.

As amostras de fluido produzido são coletadas em provetas de 10 mL para determinar a

produção de óleo acumulada ao final do processo. As provetas foram submetidas à agitação por

3 minutos e 1200 rpm, para que o óleo dissolvido se separe do fluido injetado.



4 RESULTADOS E DISCUSSÕES

Este capítulo refere-se aos resultados referentes a aplicação da metodologia proposta e

sua discussão, visando o entendimento da eficiência da injeção de solução de

tensoativos/microemulsão em diferentes vazões de injeção.

4.1 Determinação da concentração micelar crítica

A Figura 13 mostra a relação entre tensão superficial e concentração de tensoativo para

a determinação da concentração micelar crítica (c.m.c.).

Figura 13 – Relação entre tensão superficial e concentração de tensoativos para

determinação da c.m.c.

0 5 10 15 20

45

50

55

60

65

70

75

Tensão S

uperf

icia

l (m

N/m

)

Concentração de tensoativo (%)

A partir do gráfico é possível inferir o ponto de inflexão que corresponde a c.m.c. da

Ultramina NP200 que é igual a 0,5%. Dessa forma, a partir dessa concentração, são formados

os primeiros agregados micelares e a partir disso a tensão superficial começa a se manter

constante.



4.2 Obtenção do diagrama pseudoternário

A figura 14 mostra o diagrama de fases pseudoternário para o sistema composto de:

Ultramina NP200 (tensoativo – T), n-Butanol (cotensoativo – C), água de abastecimento local

como fase aquosa (FA) e querosene como fase oleosa (FO).

Figure 14 – Diagrama pseudoternário

0 25 50 75 1000

25

50

75

1000

25

50

75

100

C/T = 2

FOFA

WIV

W I

A partir do diagrama obtido (Figura 14) escolheu-se na região de WIV a composição de

microemulsão um ponto a ser caracterizado e utilizado nos testes de recuperação avançada de

petróleo, sendo ele: 45% de razão C/T (30% cotensoativo/15% tensoativo), 50% fase aquosa e

5% de fase oleosa.

Foi obtido também um ponto de solução de tensoativo (15%) com a mesma

concentração de matéria ativa da microemulsão, pois como o tensoativo é uma matéria prima

cara, utilizá-lo em solução e em microemulsão reduz o seu custo para sua aplicação.



4.3 Diâmetro de partícula

A figura 15 mostra um gráfico com a distribuição dos tamanhos de partículas dos

sistemas previamente obtidos. O equipamento foi programado para realizar cinco corridas de

trinta segundos por amostra e após esse processo é feito uma média dos valores.

Figure 15 – Gráfico da variação do diâmetro em função da intensidade dos três

sistemas definidos

0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600

20

30

40

50

60

70

80

90

100

110

Inte

nsid

ade

(%

)

Diâmetro de partícula (nm)

Microemulsão

Solução de Tensoativo

CMC

A partir da análise do gráfico da (Figura 15) pode-se observar que quanto maior a

complexidade do sistema, menor o diâmetro. Logo, a microemulsão apresenta um menor

diâmetro de partícula enquanto que a solução de tensoativo (15%) e na c.m.c. (0,5% valor)

apresentam tamanhos de partícula semelhantes, com uma diferença mínima justificada pela

diferença de concentração em cada solução.



4.4 Tensão superficial

A tabela 3 apresenta os valores obtidos da tensão superficial para os sistemas escolhidos.

Tabela 3 – Tensão superficial dos sistemas estudados

Sistema Tensão Superficial

Solução de tensoativo na c.m.c.

0,5%

49,2

Solução de tensoativo 15%

45

Microemulsão 35,1

Observa-se que a partir dos valores de tensão superficial obtidos, quanto maior a

concentração da fase aquosa, maior é a tensão superficial, dessa forma, a partir da formação de

micelas pelo tensoativo a tensão superficial do sistema é reduzido. Desta forma, é esperado que

durante a injeção do tensoativo, seja em solução, seja como microemulsão, ele interaja com o

óleo retido reduzindo suas tensões interfaciais e facilitando assim o arraste do petróleo para o

poço produtor.

4.5 Viscosidade

A tabela 4 mostra os valores obtidos a partir da análise de viscosidade. Esta analise é de

extrema importância, uma vez que influi diretamente no deslocamento do fluido injetado e do

óleo.



Tabela 4 – analise da viscosidade dos sistemas previamente definido

Sistema Viscosidade (cP)

Solução de tensoativo na c.m.c.

0,5%

1,2

Solução de tensoativo 15% 2,8

Microemulsão 8,1

De acordo com a tabela 4 acima, percebe-se que o sistema microemulsionado apresenta

maior viscosidade que as soluções de tensoativos por apresentarem menor quantidade de água

livre.

4.6 Testes de EOR

Os testes de recuperação avançada foram feitos com o intuito de verificar a eficiência

de microemulsão, de forma que a redução na sua tensão interfacial fosse suficiente para facilitar

o deslocamento do óleo pelo meio poroso.

Desta forma, foram realizados três ensaios de recuperação utilizando plugs de arenito

para cada sistema com um volume poroso em torno de 21 a 23%. O primeiro teste foi utilizando

solução de tensoativo (15%) na etapa de recuperação avançada a uma vazão de 1 mL/min. O

segundo teste foi utilizando microemulsão na etapa avançada a uma vazão também de 1

mL/min. Desta forma, como mostra a figura 16, comparando os resultados obtidos foi possível

perceber eficiência melhor na recuperação do óleo retido, de forma que a microemulsão passou

a ser utilizada no terceiro teste variando a vazão para 2 mL/min para avaliar se ocorria alguma

diferença na eficiência de varrido.



Figure 16 – Gráfico da etapa de recuperação avançada utilizando solução de tensoativo

e microemulsão em vazões distintas

0 1 2 3 4 5 630

40

50

60

70

80

90

100

Salmoura

Solução de Tensoativo

Re

cu

pe

raçã

o d

e ó

leo

(%

)

A

Vazão = 1 mL/min

0 1 2 3 4 5 630

40

50

60

70

80

90

100Vazão = 1 mL/min

Salmoura

MicroemulsãoR

ecu

pe

raçã

o d

e ó

leo

(%

)

Nº de volume poroso injetado

0 1 2 3 4 5 630

40

50

60

70

80

90

100

Vazão = 2 mL/min

Salmoura

Microemulsão

Re

cu

pe

raçã

o d

e ó

leo

(%

)


A partir dos resultados obtidos pode-se perceber um comportamento igual na etapa

convencional onde ocorre a produção das frações mais leves do óleo de forma mais fácil e com

um custo menor. Após a injeção de 2 vezes o volume poroso da rocha, a proporção de fluido

injetado é maior do que a quantidade de óleo produzido, alcançando assim o valor máximo da

produção e a partir deste momento a recuperação de petróleo começa a permanecer constante,

sendo necessário a injeção de um novo fluido que consiga interagir com o óleo retido e altere

as propriedades do mesmo, facilitando assim sua mobilidade.



A partir do momento em que a convencional teve seu máximo de produção e está

apresentando uma constante na produção acumulada que se inicia a etapa de recuperação

avançada injetando a solução de tensoativo/microemulsão. Essa nova injeção tem o intuito de

fazer com que o sistema injetado interaja com o óleo diminuindo a tensão entre o óleo e a rocha

e as forças capilares, levando ao deslocamento do óleo residual e impulsionando a produção de

petróleo. Os resultados quantitativos podem ser observador na tabela 5 abaixo.

Tabela 5 – Resultados da etapa da EOR

Fluidos injetados

Porosidade do plug

Convencional %Recuperação

do óleo in place

Avançada %recuperação considerando

Sorw

Avançada %Recuperação

do óleo in place

%Recuperação Total

Solução de tensoativo

15%

23,69 46,9% 38% 20% 66,9%

Microemulsão a 1 mL/min

23,69 52,1% 52% 25% 77,1%

Microemulsão a 2 mL/min

21,1 49,6 45% 22,7% 72,3%

É possível perceber, a partir da análise dos gráficos e da tabela, um grande salto na

produção acumulada de óleo no início da injeção dos sistemas. Se comparado com a solução de

tensoativo, a microemulsão aumentou a produção mais rapidamente, enquanto que a solução de

tensoativo melhora, porém gradativamente. Dessa forma, a injeção de solução de tensoativo

elevou a produção a uma recuperação de quase 70% do óleo, enquanto que a injeção do sistema

microemulsionado obteve valores acima de 70%, sendo mais efetivo na vazão de 1 mL/min que

teve uma recuperação acima de 75%. Na figura 17 mostra um gráfico da recuperação avançada

utilizando a microemulsão variando a vazão para métodos de comparação.



Figure 17 – Gráfico da recuperação avançada comparando a injeção de microemulsão

a vazões diferentes.

0.0 0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 3.0

0

5

10

15

20

25

30

Re

cu

pe

ração

de

óle

o in

pla

ce (

%)


Microemulsão - 1 mL/min

Microemulsão - 2 mL/min

A injeção de microemulsão a uma vazão de 2 ml/min apresentou uma produção maior

de óleo antecipadamente quando comparada a vazão de 1mL/min, isto deve-se ao acumulo de

massa causado pela alta vazão, o que proporciona um aumento de pressão no reservatório que

leva a uma taxa de recuperação maior no início da recuperação avançada. Porém na vazão de 1

mL/min houve uma maior produção acumulada devido a sua velocidade de injeção ser mais

lenta, desta forma, a interação com a rocha e o óleo foi maior resultando em um maior varrido

e uma redução dos caminhos preferenciais.



5 CONCLUSÕES

Este trabalho teve como objetivo estudar a eficiência dos métodos químicos na etapa de

recuperação avançada utilizando o tensoativo em solução e em microemulsão, e a partir de uma

análise do composto mais eficiente variar a sua vazão de injeção, para assim avaliar a diferença

na EOR. Desta forma:

- O aumento da concentração de tensoativo reduz a tensão superficial até 49,2 mN/m

para um valor de concentração micelar crítica de 0,5%. Assim, quanto maior a concentração de

tensoativo e a complexidade da mistura, maior a redução da sua tensão.

- O diagrama pseudoternário apresentou somente as regiões I e IV de winsor, devido a

sua mistura não apresentar nenhum composto alcalino.

- Para a análise de distribuição do tamanho de partícula foi possível confirmar a mistura

como sendo uma microemulsão pois apresentou particulados do tamanho de nanômetros e

menores que as soluções de tensoativos.

- A partir da análise de viscosidade foi possível confirmar o aumento na viscosidade

ocasionado pela complexidade do sistema microemulsionado, desta forma, garantindo que o

fluido percorra todo o meio poroso sem passar por caminhos preferenciais.

- A respeito da etapa de recuperação avançada, percebeu-se que a utilização de

microemulsão foi muito mais eficiente que a solução de tensoativo, mostrando um aumento na

recuperação total de óleo de 10% a mais.

- O aumento da vazão de injeção para 2 mL/min mostrou que a taxa de recuperação de

óleo aumenta no início do processo de injeção devido ao acumulo de massa inicial, o que gerou

em um aumento de pressão acelerando a produção de óleo durante a injeção dos primeiros

volumes porosos gerando uma eficiência de 22,7% do óleo in place na etapa avançada e 72,3%

no processo total de recuperação.

- A vazão de injeção a 1 mL/min foi o que teve uma maior eficiência, visto que o contato

com o óleo retido foi maior e desta forma o fluido injetado conseguiu percorrer por todo o plug,

obtendo assim uma eficiência de 25% de recuperação do óleo in place na etapa avançada e

77,1% no processo total de recuperação.



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