desenvolvimento da metodologia de preparação do Óleo...
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UNIVERSIDADE ESTADUAL DE CAMPINAS
FACULDADE DE ENGENHARIA MECÂNICA
E INSTITUTO DE GEOCIÊNCIAS
TATIANA BERNA ARTEAGA
Desenvolvimento da Metodologia de
Preparação do Óleo Recombinado de um
Reservatório Carbonático do Pré-Sal
Brasileiro
CAMPINAS
2020
TATIANA BERNA ARTEAGA
Desenvolvimento da Metodologia de
Preparação do Óleo Recombinado de um
Reservatório Carbonático do Pré-Sal
Brasileiro
Orientadora: Dra. Erika Tomie Koroishi Blini
_____________________________________
Assinatura do Orientador
CAMPINAS
2020
Dissertação de Mestrado apresentada à Faculdade
de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências
da Universidade Estadual de Campinas como parte
dos requisitos exigidos para obtenção do título de
Mestra em Ciências e Engenharia de Petróleo, na
área de Reservatórios e Gestão.
ESTE EXEMPLAR CORRESPONDE À VERSÃO
FINAL DA DISSERTAÇÃO DEFENDIDA PELA
ALUNA TATIANA BERNA ARTEAGA, E
ORIENTADO PELA PESQ. DRA ERIKA TOMIE
KOROISHI BLINI.
FICHA CATALOGRÁFICA
Agência (s): FUNCAMP
Nº do Proc.: 01-P-12330/2018
UNIVERSIDADE ESTADUAL DE CAMPINAS
FACULDADE DE ENGENHARIA MECÂNICA
E INSTITUTO DE GEOCIÊNCIAS
DISSERTAÇÃO DE MESTRADO ACADÊMICO
Desenvolvimento da Metodologia de
Preparação do Óleo Recombinado de um
Reservatório Carbonático do Pre-Sal
Brasileiro
Autora: Tatiana Berna Arteaga
Orientadora: Dra. Erika Tomie Koroishi Blini
A Banca Examinadora composta pelos membros abaixo aprovou esta Dissertação:
Dra. Erika Tomie Koroishi Blini
CEPETRO/UNICAMP
Prof. Dr. Marcelo Souza de Castro
DE/FEM/UNICAMP
Dra. Claudete Bernardo Henriques
PETROBRAS
A Ata da defesa com as respectivas assinaturas dos membros encontra-se no processo de vida
acadêmica do aluno.
Campinas, 21 de Fevereiro de 2020.
DEDICATÓRIA
À Maryluz.
AGRADECIMENTOS
Acima de tudo, minha eterna gratidão a minha avó e meus pais, seu amor e
incondicionalidade não conhecem limites.
Gostaria de agradecer à minha orientadora de tese, Dra. Erika Koroishi, por seu apoio e
orientação técnica, mas acima de tudo por me encorajar, me inspirar e acreditar em mim. Não
vou me cansar de agradecer sua compreensão e carinho.
Também quero agradecer a minha coorientadora Dra. Janeth Vidal e ao técnico
Henrique Asis, sem a sua ajuda e contribuição, este projeto não teria sido possível. O Dr. Nilo
Kim, a Dra. Claudete Henriques, a Dra. Alexandra Winter, o doutorando Talisson Carvalho, os
técnicos Washington Botine e Caique Marassato pelo conhecimento compartilhado, sua
colaboração foi decisiva.
Agradeço aos meus amigos e colegas: Jorge Tovar, Fabian Tapias, Catalina Camargo,
Fuat Campos, Oswaldo Klinger, Jhonny León, Beatriz Lira e demais pessoas do DEP, por se
tornarem minha rede de apoio e suporte. Tornaram mais suportável os dias difíceis e
intensificaram os bons.
Finalmente, agradecer a Repsol Sinopec Brasil e a Agência Nacional do Petróleo, Gás
Natural e Biocombustíveis (ANP), pelo apoio financeiro indispensável fornecido para este
projeto.
RESUMO
Os óleos dos reservatórios carbonáticos do pré-sal brasileiro apresentam características
particulares e podem apresentar um elevado teor de CO2 no gás associado. Essas características
podem ter influência significativa nas propriedades químicas do óleo, bem como no equilíbrio
de fases. Desta forma é extremamente importante obter fluidos representativos para a execução
de testes de coreflooding bem-sucedidos. O trabalho desenvolvido nesta pesquisa aborda os
desafios associados à criação e avaliação de uma metodologia experimental para a elaboração
de um óleo recombinado que permitisse boa representação do óleo de um reservatório
carbonático do pré-sal brasileiro com alto teor de CO2. Para esse fim, foi necessário estabilizar
o óleo morto base, o que, de acordo com a teoria do índice de instabilidade coloidal (CII), é
altamente instável (CII>0,9). A estabilização do referido óleo morto foi realizada com a ajuda
do solvente tetrahidrofurano (THF). A avaliação do uso do óleo recombinado foi realizada
através de testes de coreflooding: (1) restauração da molhabilidade de uma rocha carbonática
aplicando a metodologia de envelhecimento dinâmico e (2) obtenção de curvas de
permeabilidade relativa de um sistema de água bifásico/óleo em estado transiente, sob
condições de pressão e temperatura do reservatório em estudo. Os resultados mostram um
processo de recombinação do óleo bem-sucedido, uma vez que o gás foi dissolvido
completamente no óleo formando uma única fase líquida. Não obstante, evidencia-se uma
diferença de 24% entre o valor simulado e o valor experimental da pressão de saturação para o
óleo recombinado. Finalmente, durante a avaliação do uso de óleo recombinado no ensaio de
coreflooding, foram obtidos bons resultados durante a restauração da molhabilidade da rocha,
apesar de não ter sido possível construir as curvas de permeabilidade relativa.
Palavras Chave: Óleo recombinado, CO2, Pré sal brasileiro, carbonatos.
ABSTRACT
The oils in the carbonate reservoirs of the Brazilian pre-salt have particular
characteristics and can have a high CO2 content in the associated gas. These characteristics can
have a significant influence on the oil chemical properties, as well as on the phase balance.
Therefore, it is crucial to obtain representative fluids for the execution of successful
coreflooding tests. The work developed in this research addresses the challenges associated
with the creation and evaluation of an experimental methodology for the elaboration of a
recombined oil (live oil) that would allow a good representation of the oil of a carbonate
reservoir in the Brazilian pre-salt with high CO2 content. For this purpose, it was necessary to
stabilize the dead oil base, which, according to the colloidal instability index (CII) theory, is
highly unstable (CII> 0.9). The stabilization of dead oil was undertaken with the help of the
solvent tetrahydrofuran (THF). The evaluation of the use of the live oil was carried out through
coreflooding tests: (1) wettability restoration of a carbonate rock using the dynamic aging
methodology and (2) obtaining relative permeability curves of a two-phase water/oil system in
the unsteady state, under reservoir conditions. The results show a successful oil recombination
process since the gas has been completely dissolved in the oil, forming a single liquid phase.
Nevertheless, there is a difference of 24% between simulated and experimental values of the
saturation pressure for the live oil. Finally, during the evaluation of the use of recombined oil
in the coreflooding test, good results were obtained during the wettability restoration of the
rock, although it was not possible to construct the relative permeability curves.
Key Word: Live Oil, CO2, Brazilian Pre-salt, carbonate
LISTA DE FIGURAS
Figura 2.1 Diagrama de fases P versus T típico de uma mistura de hidrocarbonetos .............. 19
Figura 2.2 Gráfico do fator volume-formação de um óleo ....................................................... 24
Figura 2.3 Ilustração do equilíbrio da força em asfaltenos....................................................... 27
Figura 2.4 Célula de envelhecimento ....................................................................................... 32
Figura 3.1 Óleo espumoso ........................................................................................................ 38
Figura 3.2 Recipiente de óleo na estufa 80°C .......................................................................... 46
Figura 3.3 Agitação manual...................................................................................................... 47
Figura 3.4 Béquer com óleo amostrado .................................................................................... 47
Figura 3.5 Processo de filtragem do óleo ................................................................................. 48
Figura 3.6 Garrafa como óleo vivo sobre agitador pneumático ............................................... 49
Figura 3.7 Amostra saturada em menos de 50% após envelhecimento estático. ..................... 50
Figura 3.8 Linha para medir o ΔP na face da saída do composite core .................................... 51
Figura 3.9 Setup Experimental ................................................................................................. 53
Figura 3.10 Setup Experimental ............................................................................................... 54
Figura 4.1 Processo de recombinação do óleo (P-V vs. T) ...................................................... 57
Figura 4.2 Processo de recombinação do óleo (P vs. V) .......................................................... 58
Figura 4.3 Diferencial de pressão durante injeção de água do mar (kasw) ............................... 60
Figura 4.4 Saturação da agua do mar durante a injeção de Óleo recombinado. ....................... 64
Figura 4.5 Volume de óleo injetado vs. Volume de água produzida ....................................... 65
Figura 4.6 Primeira etapa da restauração da molhabilidade: 1 mL/hr ...................................... 66
Figura 4.7 Segunda etapa da restauração da molhabilidade: 3 mL/hr ...................................... 67
Figura 4.8 Terceira etapa da restauração da molhabilidade: 5 mL/hr ...................................... 68
Figura 4.9 Diferenciais de pressão vs. volumes porosos de óleo injetados .............................. 69
Figura 4.10 Diferencial de pressão vs. Volume de óleo injetado ............................................. 70
Figura 4.11 Drenagem com água do mar ................................................................................. 72
Figura 4.12 Óleo aderido nas paredes dos misturadores .......................................................... 73
Figura 4.13 Variação de vazões no final da drenagem ............................................................. 74
Figura 4.14 Diferencial de pressão vs. Volume de água do mar injetado ................................ 75
Figura 4.15 Diferencial de pressão vs. Volume de óleo recombinado injetado ....................... 77
Figura 4.16 Drenagem com água carbonatada ......................................................................... 79
Figura 4.17 Composite core inchado ........................................................................................ 80
Figura 4.18 Orifícios na superfície do composite core ............................................................. 80
Figura A.1 Extrator de Soxhlet. ................................................................................................ 89
Figura A.2 Ordem das amostras dentro do composite core ...................................................... 90
Figura A.3 Dispositivo para empilhar as amostras e cimentá-las como uma unidade. ............ 91
Figura A.4 Balança analítica Adventurer Pro da Ohaus ........................................................... 93
Figura A.5 Balão Volumétrico ................................................................................................. 93
Figura A.6 Conjunto de filtração: kitassato, funil, copo e pinça .............................................. 93
Figura A.7 a. Filtro de 0,22 µm - b. Filtro depois e antes de usar ............................................ 94
Figura A.8 Remoção de ar com vácuo ..................................................................................... 94
Figura A.9 Pressurização de CO2 dentro de garrafa com ajuda de booster .............................. 97
Figura A.10 Setup usado para carbonatar água do mar. ........................................................... 98
Figura B.1 Design do coreholder para os testes ....................................................................... 99
Figura B.2 Tampa de entrada. a-b. Vista superior - c. Vista da base ..................................... 100
Figura B.3 Tampa de saída. a-b. Vista superior - c. Vista da base ......................................... 101
Figura B.4 Tampa de entrada+misturador .............................................................................. 102
Figura B.5 Sistema difusor combinação de 3 fluídos de injeção. .......................................... 102
Figura B.6 Sistema misturador com única entrada ................................................................. 103
Figura B.7 Sistema com 5 discos com furos inclinados e difusão 360º ................................. 103
Figura B.8 Saída com sistema difusor para contato a face da amostra .................................. 103
Figura B.9 Transdutor diferencial de pressão Rosemount 3051 SHP .................................... 104
Figura B.10 Transdutor de pressão nVision Reference Recorder .......................................... 104
Figura B.11 Bomba DBR de deslocamento positivo. ............................................................. 105
Figura B.12 Bomba P25SFXP1 de deslocamento positivo. ................................................... 106
Figura B.13 Bomba de vácuo TRIVAC D16B ....................................................................... 107
Figura B.14 Garrafa com pistão flutuante .............................................................................. 107
Figura B.15 Esfera flutuante de alumínio ............................................................................... 108
Figura B.16 Válvula de contrapressão (Back Pressure Valve - BPV).................................... 109
Figura B.17 Separador Vertical Bifásico Líquido-Líquido .................................................... 110
Figura B.18 Sistema de controle de temperatura. ................................................................... 110
Figura B.19 Porosímetro UltraPore 300 e Permeabilímetro Ultra-pore 500. ......................... 112
LISTA DE TABELAS
Tabela 2.1 Composição de um petróleo típico. ........................................................................ 19
Tabela 2.2 Resumo das pesquisas recentes que envolvem recombinação de óleo ................... 36
Tabela 3.1 Composição inicial do gás para preparação de óleo recombinado ......................... 38
Tabela 3.2 Composição molar do óleo original ........................................................................ 39
Tabela 3.3 Análise SARA de óleo morto em estudo (original) ................................................ 40
Tabela 3.4 Composição molar Óleo morto e THF. .................................................................. 40
Tabela 3.5 Composição molar Óleo morto (original) e Óleo morto +THF (nova). ................. 41
Tabela 3.6 Composição molar do Gás. ..................................................................................... 41
Tabela 3.7 Propriedades do óleo recombinado a 69°C WINPROP. ......................................... 42
Tabela 3.8 Composição final óleo recombinado @ 21,7°C ..................................................... 46
Tabela 4.1 Dados da água do mar para determinação de kasw ............................................... 61
Tabela 4.2 Balanço de massa para determinação do Swi ......................................................... 63
Tabela 4.3 Dados permeabilidade efetiva ao óleo recombinado no Swi .................................. 71
Tabela 4.4 Dados permeabilidade efetiva à água do mar no Sro ............................................. 75
Tabela 4.5 Dados permeabilidade efetiva ao óleo .................................................................... 77
Tabela A.1 Petrofísica básicas amostras................................................................................... 90
Tabela A.2 Petrofísica do composite core ................................................................................ 91
Tabela A.3 Composição água do mar sintética ........................................................................ 92
Tabela A.4 Composição da água do mar equilibrada. .............................................................. 95
Tabela B.1 Resumo ficha técnica do coreholder ...................................................................... 99
LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS
ANP Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis
CII Índice de instabilidade coloidal
LMMR Laboratório de Métodos Miscíveis de Recuperação
THF Tetrahidrofurano
RGL Razão gás/líquido de produção
VP Volume Poroso
A Seção transversal da rocha à direção do fluxo [cm2]
𝐵𝑜 Fator volume-formação do óleo [rb/stb]
𝑐𝑜 Compressibilidade do óleo [psi-1]
IAT Índice de acidez [mg KOH/g]
k Permeabilidade do meio poroso [mD]
𝑘𝑎𝑠𝑤 Permeabilidade relativa absoluta à água do mar [mD]
𝑘𝑒𝑜 Permeabilidade efetiva ao óleo [mD]
𝑘𝑒𝑠𝑤 Permeabilidade efetiva à água do mar [mD]
𝑘𝑟𝑜 Permeabilidade relativa ao óleo [mD]
𝑘𝑟𝑤 Permeabilidade relativa à água óleo [mD]
pb Pressão do ponto de bolha [psi]
𝑞 Vazão de fluido [cm2/s]
𝑞𝑠𝑤 Vazão de água [cm2/s]
𝑞𝑜 Vazão de óleo [cm2/s]
Rs/ RGO Razão de solubilidade [scf/stb]
std Condições-standard ou padrão de pressão e temperatura
Swi Saturação de água irredutível [%]
T Temperatura (°F).
Vgás Volume de gás a STP [scf]
Vóleo Volume de óleo a STP [stb]
𝑉𝑠𝑡 Volume de óleo em condições de reservatório (rb).
𝑉𝑠𝑡 Volume de óleo nas condições do stock tank [STP, stb].
γg Gravidade específica do gás
γo Gravidade específica do stock tank oil
∆𝑃 Diferencial de pressão [psi]
Δ𝐿 Comprimento do meio poroso [cm]
𝜇 Viscosidade do fluido [cP]
𝜇𝑜 Viscosidade do óleo [cP]
μob Viscosidade do óleo cru saturdado de gás [cP]
𝜇𝑜𝑑 Viscosidade do óleo morto [cP]
𝜇𝑠𝑤 Viscosidade da água do mar [cP]
°API Grau API do stock tank oil
ρo,st Densidade do stock tank oil [lbm/ft3]
ρw Densidade da água [62,4 lbm/ft3].
SUMÁRIO
1 INTRODUÇÃO ................................................................................................................ 15
1.1 Objetivo ..................................................................................................................... 16
1.2 Estrutura do trabalho .................................................................................................. 16
2 FUNDAMENTAÇÃO TEÓRICA E REVISÃO DA LITERATURA ............................. 18
2.1 Fluidos do petróleo .................................................................................................... 18
2.2 Propriedades do óleo .................................................................................................. 20
2.2.1 Razão óleo-gás em solução (razão de solubilidade) Rs ou RGO ....................... 20
2.2.2 Densidade do óleo .............................................................................................. 22
2.2.3 Fator volume-formação do óleo ......................................................................... 23
2.2.4 Viscosidade do óleo ............................................................................................ 24
2.2.5 Compressibilidade do óleo ................................................................................. 25
2.3 Estabilidade do óleo: SARA e CII ............................................................................. 26
2.4 Óleos do pré-sal brasileiro ......................................................................................... 28
2.5 Carbonatos ................................................................................................................. 29
2.6 Molhabilidade ............................................................................................................ 29
2.7 Restauração da molhabilidade: Envelhecimento ....................................................... 31
2.8 Óleo recombinado ...................................................................................................... 32
3 METODOLOGIA E APLICAÇÕES ................................................................................ 37
3.1 Óleo recombinado ...................................................................................................... 37
3.2 Validação da utilização do óleo recombinado em ensaio de perme. relativa ............ 49
3.2.1 Aparato Experimental ......................................................................................... 52
3.2.2 Execução do Teste .............................................................................................. 55
4 RESULTADOS E DISCUSSÕES .................................................................................... 56
4.1 Óleo recombinado ...................................................................................................... 56
4.2 Permeabilidade relativa de um sistema água-óleo ..................................................... 59
4.2.1 Permeabilidade absoluta à água do mar ............................................................. 59
4.2.2 Determinação da Saturação Irredutível de água ................................................. 62
4.2.3 Restauração da molhabilidade por envelhecimento Dinâmico ........................... 65
4.2.4 Permeabilidade efetiva ao óleo recombinado na Swi ......................................... 69
4.2.5 Drenagem com água do mar ............................................................................... 71
4.2.6 Permeabilidade efetiva à água do mar ................................................................ 74
4.2.7 Embebição e nova permeabilidade efetiva ao óleo recombinado....................... 76
4.2.8 Drenagem com água carbonatada ....................................................................... 78
4.3 Desmontagem do aparato experimental ..................................................................... 79
5 CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES ......................................................................... 82
5.1 Conclusões ................................................................................................................. 82
5.2 Recomendações ......................................................................................................... 83
REFERENCIAS ....................................................................................................................... 84
APÊNDICE A - COMPOSITE CORE E FLUIDOS ................................................................ 89
A.1 Caracterização e preparação do composite core ............................................................ 89
A.2 Preparação dos fluidos ................................................................................................... 92
A.2.1 Água do Mar Sintética ............................................................................................. 92
A.2.2 Água do Mar Carbonatada ...................................................................................... 94
APÊNDICE B – EQUIPAMENTOS ........................................................................................ 99
B.1 Porta Testemunho (Coreholder) .................................................................................... 99
B.2 Transdutores de Pressão ............................................................................................... 104
B.3 Bombas de deslocamento positivo de alta pressão ..................................................... 105
B.3.1 Bomba “DBR” Schlumberger ............................................................................... 105
B.3.2 Bomba pistão P25SFXP1 ...................................................................................... 105
B.3.3 Bomba de vácuo TRIVAC D16B .......................................................................... 106
B.3.4 Garrafas ................................................................................................................. 107
B.3.5 Válvula de Contra Pressão (Back Pressure Valve - BPV)..................................... 108
B.3.6 Separador Vertical Bifásico Líquido-Líquido ....................................................... 109
B.3.7 Controladores de Temperatura .............................................................................. 110
B.3.8 Porosímetro a gás................................................................................................... 111
B.3.9 Permeabilímetro a gás ........................................................................................... 111
APÊNDICE C – FICHA DE SEGURANÇA DE TETRAHIDROFURANO ........................ 113
15
1 INTRODUÇÃO
A exploração de petróleo em alto mar nos campos do pré-sal no Brasil apresenta vários
desafios tecnológicos e científicos para as empresas de petróleo. As águas ultraprofundas, as
altas pressões, as baixas temperaturas dos reservatórios, as elevadas razões gás-óleo (RGO), as
altas vazões de produção e o conteúdo de cera (wax) nos óleos são algumas das características
que contribuem para o cenário desafiador. Adicionalmente, uma característica distintiva dos
fluidos de reservatório em diferentes campos do pré-sal no Brasil é o alto teor de CO2 no gás
associado (Pasqualette et al., 2017).
A compreensão das propriedades físicas e químicas dos fluidos de reservatório é essencial
para prever seu comportamento durante o escoamento no meio poroso, bem como auxiliar na
interpretação da interação rocha-fluido.
Atualmente, os simuladores numéricos de reservatórios, tornaram-se uma ferramenta
importante para projetar e tomar decisões sobre o desenvolvimento de qualquer reservatório
(Sedaee Sola, 2007). Os parâmetros essenciais para essa simulação geralmente são o produto
de um meticuloso trabalho experimental de coreflooding. Assim, fluidos representativos do
reservatório são essenciais para ensaios de coreflooding bem-sucedidos. A recriação do óleo do
reservatório no laboratório, de modo que seja uma representação confiável, é imprescindível
para utilização do mesmo nas etapas posteriores nas quais o óleo será utilizado. A precisão nos
ensaios experimentais afeta diretamente a confiabilidade dos dados fornecidos ao simulador.
A maioria dos trabalhos experimentais que envolvem recombinação de óleo, não
implicaram na utilização de óleo morto instável e as pesquisas encontradas na literatura não
empregaram óleo com alto teor de CO2 (Lashkarbolooki et al, 2016; Golkari e Riazim, 2018;
Brandvik et al, 2019; Zou et al, 2020; Klinger, 2018; Guimarães, 2019). Portanto, com a
intenção de preencher essa lacuna de conhecimento, viu-se a necessidade de elaborar uma
metodologia de recombinação de um óleo específico do pré-sal brasileiro, levando em
consideração a composição do óleo baseada na análise SARA (saturados, aromáticos, resinas e
asfaltenos) e índice de instabilidade coloidal (CII), bem como o uso de um solvente para obter
a estabilização do óleo recombinado. Depois que o óleo foi recombinado, foi feita a validação
da utilização desse óleo recombinado em um ensaio de permeabilidade relativa para um sistema
bifásico óleo-água, para carbonatos, sob condições de reservatório, em estado transiente.
Assim, com condições e fluidos representativos do reservatório, se poderia incrementar a
16
precisão e confiabilidade na determinação das curvas de permeabilidade relativa. A presente
Dissertação de Mestrado está inserida no projeto de pesquisa e desenvolvimento do Laboratório
de Métodos Miscíveis de Recuperação (LMMR) financiado pela Repsol Sinopec Brasil (RSB)/
Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) intitulado “Avaliação da
injeção do tipo WAG na recuperação de óleo em reservatório carbonático do pré-sal Brasileiro"
que visa estudar as curvas de permeabilidade relativa para sistema bifásico e trifásico.
Diante do cenário da aplicação do trabalho desenvolvido nesta pesquisa, após obter o óleo
recombinado, prosseguiu-se com a utilização deste óleo nos seguintes procedimentos
experimentais (que antecedem o ensaio de permeabilidade relativa propriamente dito):
restauração da molhabilidade da rocha (método de envelhecimento dinâmico), investigação da
variação da saturação durante o escoamento dos fluidos em rochas carbonáticas mediante
balanço de massa e por fim, realização do ensaio de permeabilidade relativa de um sistema
bifásico óleo-água, em rochas carbonáticas sob condições de reservatório em estado transiente.
1.1 Objetivo
O objetivo desta pesquisa é criar uma metodologia experimental para preparação do óleo
recombinado que seja uma boa representação do óleo do reservatório alvo deste estudo e avalia-
la através de um ensaio de permeabilidade relativa do sistema bifásico água/óleo.
1.2 Estrutura do trabalho
O presente trabalho é constituído de cinco capítulos: O Capítulo 1 apresenta a introdução
geral, e os objetivos do presente trabalho. O Capítulo 2 proporciona a fundamentação teórica
sobre temas relacionados com a recombinação do óleo e a restauração da molhabilidade das
rochas. No Capítulo 3 encontra-se a descrição do procedimento experimental para preparo e
obtenção do óleo recombinado e os procedimentos empregados para validação da utilização do
óleo recombinado em ensaio de permeabilidade relativa. O Capítulo 4 apresentados resultados
obtidos e as discussões geradas a partir dos ensaios realizados. Em seguida, o Capítulo 5 aborda
as conclusões obtidas e as recomendações para pesquisas futuras.
17
Finalmente, o Apêndice A detalha a caracterização e preparação das amostras e a
elaboração das salmouras utilizadas no teste de permeabilidade relativa. No Apêndice B são
apresentados cada um dos equipamentos utilizados para realizar a pesquisa e o Apêndice C é a
ficha de informação de segurança do THF.
18
2 FUNDAMENTAÇÃO TEÓRICA E REVISÃO DA
LITERATURA
A compreensão das propriedades físico-químicas dos fluidos do reservatório é essencial
para prever seu comportamento durante o escoamento no meio poroso, bem como auxiliar na
interpretação da interação rocha-fluido. No presente trabalho, o alvo de estudo foi o óleo de um
determinado reservatório carbonático do pré-sal brasileiro. Este capítulo apresenta definições
das propriedades do fluido tais como: razão de solubilidade, densidade, fator volume-formação,
viscosidade e compressibilidade. Além disso, encontra-se a descrição da relação entre a
caracterização fracionária SARA e a estabilidade do óleo morto, através do conceito de índice
de instabilidade coloidal (CII). Assim como as principais propriedades do óleo alvo de estudo,
o capítulo traz também conceitos importantes pertinentes as propriedades das rochas. Os
conceitos de molhabilidade da rocha e alteração da molhabilidade com ênfase em recuperação
também são apresentados. Finalmente, é apresentado um background das pesquisas mais
recentes que envolvem estudos com óleo recombinado.
2.1 Petróleo
De acordo com Guo et al (2008) qualquer petróleo é uma mistura fluida de centenas de
hidrocarbonetos diferentes e alguns compostos inorgânicos. Esses componentes existem nas
fases gasosa, líquida e sólida. A Tabela 2.1 resume a composição de um petróleo típico.
Componentes tais como o metano (C1), o etano (C2), o propano (C3) e o nitrogênio (N2) são
gases a pressões atmosféricas e relativamente baixas, e o principal componente da mistura de
fluidos definida nessa tabela é o metano, este fluido de óleo é considerado um gás natural.
19
Tabela 2.1 Composição de um petróleo típico. Adaptado de Guo et al. (2008).
Componente Fração molar
C1 0,775
C2 0,083
C3 0,021
i-C4 0,006
n-C4 0,002
i-C5 0,003
n-C5 0,008
C6 0,001
C7+ 0,001
N2 0,050
CO2 0,030
H2S 0,020
Na Figura 2.1 as mudanças de fase de um óleo são caracterizadas por seu ponto
pseudocrítico, ponto de pressão do ponto de bolha, ponto de pressão do ponto de orvalho e
linhas de qualidade (linhas traçadas na região de duas fases que indicam os percentuais de
líquido na mistura). Os fluidos do reservatório também são caracterizados pelas propriedades
do óleo, o gás dissolvido e a água produzida (Guo et al, 2008).
Figura 2.1 Diagrama de fases P versus T típico de uma mistura de hidrocarbonetos – (1) óleo (2)
gás condensado retrógrado e (3) gás não-retrógrado (Rosa et al., 2006)
20
Na Figura 2.1 o ponto (ps, Ts) representa as condições de pressão e de temperatura de
separação dos fluidos na superfície. As condições iniciais (p1, T1) representam um exemplo de
reservatório de óleo, enquanto que o ponto (p2, T2) é um exemplo de reservatório de gás
condensado retrógrado. As condições (p3, T3) representam um reservatório de gás não-
retrógrado (Rosa et al., 2006).
Uma das maneiras de se classificar os reservatórios de petróleo é através da chamada
razão gás/líquido de produção (RGL), que é o quociente da divisão da vazão instantânea de gás
pela vazão instantânea de óleo, ambas medidas em condições-padrão. Segundo Craft and
Hawkins (1959), os reservatórios de petróleo podem ser classificados, de maneira simplificada,
como sendo de óleo, de gás condensado ou de gás seco, a depender da razão gás-líquido de
produção (Rosa et al, 2006):
• Reservatório de Óleo: RGL ≤ 900 m3 std/m3 std;
• Reservatório de Gás Condensado: 900 m3 std/m3 std < RGL < 18.000 m3 std/m3 std;
• Reservatório de Gás Seco: RGL≥ 18.000 m3 std/m3 std.
A abreviatura std é usada para indicar que os volumes são medidos nas chamadas
condições-standard ou padrão de pressão e temperatura. Nos EUA, por exemplo, as condições-
standard são 14,7 psia (1 atm) e 60°F, enquanto no Brasil a Agência Nacional do Petróleo
(ANP) define como condições-básicas, as quais devem ser utilizadas como referência para
representar volumes de gás, óleo e LGN, os valores de 1 atm (1,033 kgf/cm2) e 20°C (Rosa et
al, 2006).
2.2 Propriedades do óleo
As propriedades do óleo incluem sua relação óleo-gás em solução (razão de solubilidade),
densidade, fator volume-formação, viscosidade e compressibilidade. As últimas quatro
propriedades estão inter-relacionadas pela primeira. Essas propriedades serão definidas a
seguir de acordo com Guo et al. (2008).
2.2.1 Razão óleo-gás em solução (razão de solubilidade) Rs ou RGO
21
O principal parâmetro que caracteriza um óleo é a razão óleo-gás em solução ou razão de
solubilidade (RGO ou Rs). Rs ou RGO é definido como o volume de gás, normalizado à
temperatura e pressão padrão (STP), que será dissolvido em uma unidade de volume de óleo na
pressão e temperatura predominantes do reservatório real, ou seja,
𝑅𝑠 =𝑉𝑔á𝑠
𝑉ó𝑙𝑒𝑜 Equação 2.1
Onde,
Rs = Razão de solubilidade (scf/stb)
Vgás= volume de gás a STP (scf)
Vóleo= volume de óleo a STP (stb)
A temperatura constante, a RGO permanece constante a pressões acima da pressão do
ponto de bolha e diminui em pressões inferiores à pressão do ponto de bolha.
Os laboratórios de PVT podem fornecer razões de solubilidade a partir da medição direta,
ou correlações empíricas podem ser feitas com base nos dados do laboratório de PVT. Uma das
correlações, publicada por Standing em 1947, é expressa como:
𝑅𝑠 = 𝛾𝑔 [𝑝
18
100,0125(°𝐴𝑃𝐼)
100,00091𝑡]
1,2048
Equação 2.2
onde γg e °API são a gravidade específica do gás e a densidade API do óleo (definida nas seções
posteriores deste capítulo) e p e t são a pressão e a temperatura em psia e °F, respectivamente.
As razões de solubilidade são frequentemente usadas para cálculos volumétricos de
petróleo e gás na engenharia de reservatórios, e como parâmetro básico para estimar outras
propriedades do fluido, como a massa específica do óleo.
22
2.2.2 Densidade do óleo
A densidade do óleo é definida como a massa de óleo por unidade de volume. Devido ao
conteúdo do gás dissolvido, a densidade do óleo depende da pressão e da temperatura. A
densidade do óleo em STP (stock tank oil ou óleo morto) é avaliada usando seu grau API. A
relação entre a densidade de um stock tank oil e seu grau API é dada por
°𝐴𝑃𝐼 =141,5
𝛾𝑜− 131,5 Equação 2.3
e
𝛾𝑜 =𝜌𝑜,𝑠𝑡
𝜌𝑤 Equação 2.4
Onde,
°API = grau API do stock tank oil (água igual 10).
γo = gravidade específica do stock tank oil (água igual 1).
ρo,st= densidade do stock tank oil (lbm/ft3).
ρw= densidade da água (62,4 lbm/ft3).
A densidade do óleo a temperaturas e pressões elevadas pode ser estimada com base em
correlações empíricas desenvolvidas por vários pesquisadores, resumidas por Ahmed (1989).
Essas correlações devem ser selecionadas e validadas cuidadosamente com relação às medições
reais antes de adotá-las. Ahmed (1989) propôs a seguinte expressão para a massa específica do
óleo vivo a pressões e temperaturas elevadas:
𝜌𝑜 =62,4𝛾𝑜 + 0,0136𝑅𝑠𝛾𝑔
0,972 + 0,000147 [𝑅𝑠√𝛾𝑔
𝛾𝑜+ 1,25𝑇]
1,175 Equação 2.5
Onde,
T = temperatura (°F).
γg = gravidade específica do gás (ar igual 1).
23
2.2.3 Fator volume-formação do óleo
O fator volume-formação do óleo é definido como o volume ocupado pelo óleo no
reservatório à pressão e temperatura prevalecentes pelo volume de óleo nas condições do stock
tank (STP) mais seu gás dissolvido.
𝐵𝑜 =𝑉𝑟𝑒𝑠
𝑉𝑠𝑡 Equação 2.6
Onde,
𝐵𝑜 = fator volume-formação do óleo (rb/stb).
𝑉𝑟𝑒𝑠= volume de óleo em condições de reservatório (rb).
𝑉𝑠𝑡= volume de óleo nas condições do stock tank (STP, stb).
O fator volume-formação do óleo é sempre maior que um, porque um óleo dissolve mais
gás nas condições do reservatório do que nas condições do stock tank (STP). O comportamento
de Bo acima da pressão de bolha (entre pi e pb) é praticamente linear com a pressão. Isso se deve
ao fato de que acima da pressão de bolha a variação de volume do fluido com a pressão deve-
se somente à compressibilidade do líquido existente no reservatório, já que não há liberação de
gás. Abaixo da pressão de bolha, ou seja, quando a pressão é menor que pb, o valor do fator
volume-formação do óleo (Bo) decresce continuamente com o decréscimo da pressão, conforme
ilustra a Figura 2.2. Isso se deve ao fato de que, à medida que a pressão é reduzida, a partir do
ponto de bolha, quantidades adicionais de gás são liberadas de solução, resultando então em
menores volumes remanescentes de óleo no interior do reservatório (Rosa et al, 2006)
24
Figura 2.2 Gráfico do fator volume-formação de um óleo (Rosa et al., 2006)
Standing (1981) desenvolveu uma correlação:
𝐵𝑜 = 0,9759 + 0,00012 (𝑅𝑠√𝛾𝑔
𝛾𝑜+ 1,25𝑇)
1,2
Equação 2.7
O fator volume-formação do óleo é frequentemente usado para cálculos volumétricos de
óleo e cálculos de comportamento do influxo de poço, bem como um parâmetro base para
estimar outras propriedades do óleo.
2.2.4 Viscosidade do óleo
A viscosidade é um parâmetro empírico que descreve a resistência de um fluido para
escoar. A viscosidade do óleo é usada nos cálculos de influxos de poços e hidráulica na
engenharia de reservatórios e produção. Assim como a densidade do óleo, as correlações devem
ser selecionadas e validadas com as medições reais antes de usá-las. A correlação de Standing
(1981) para óleo morto é expressa como
𝜇𝑜𝑑 = (0,32 +1,8 × 107
𝐴𝑃𝐼4,53) (
360
𝑇 + 200)
𝐴
Equação 2.8
Onde,
25
𝐴 = 10(0,43+8,33𝐴𝑃𝐼
) Equação 2.9
e μod é a viscosidade do óleo morto em cP.
A correlação de Standing (1981) para o petróleo cru saturado de gás é expressa como
𝜇𝑜𝑏 = 10𝑎𝜇𝑜𝑑𝑏 Equação 2.10
onde μob é a viscosidade do petróleo cru saturado em cP, e
𝑎 = 𝑅𝑠(2,2 × 10−7𝑅𝑠 − 7,4 × 10−4) Equação 2.11
𝑏 =0,68
10𝑐+
0,25
10𝑑+
0,062
10𝑒 Equação 2.12
𝑐 = 8,62 × 10−5𝑅𝑠 Equação 2.13
𝑑 = 1,10 × 10−3𝑅𝑠 Equação 2.14
𝑒 = 3,74 × 10−3𝑅𝑠 Equação 2.15
A correlação de Standing (1981) para o petróleo subsaturado é expressa como
𝜇𝑜 = 𝜇𝑜𝑏 + 0,001(𝑝 − 𝑝𝑏) (0,024𝜇𝑜𝑏1,6 + 0,38𝜇𝑜𝑏
0,56) Equação 2.16
Onde pb é a pressão do ponto de bolha em psi.
2.2.5 Compressibilidade do óleo
A compressibilidade do óleo é definida como
𝑐𝑜 = −1
𝑉(
𝜕𝑉
𝜕𝑝)
𝑇
Equação 2.17
onde T e V denotam temperatura e volume, respectivamente. A compressibilidade do óleo é
medida em laboratórios de PVT e é frequentemente usada para modelar o comportamento do
fluxo de poço e simulação de reservatório. Seu valor é da ordem de 10-5 psi-1.
26
2.3 Estabilidade do óleo: SARA e CII
O óleo pode ser dividido em quatro componentes principais: Saturados, Aromáticos,
Resinas e Asfaltenos (SARA). Dessas quatro frações, os asfaltenos podem ter tendência à
precipitação, causando problemas durante a produção, processamento e manipulação de óleo,
como neste caso de estudo (Henriques, 2011).
O índice de instabilidade coloidal (CII) é uma maneira de determinar a instabilidade do
óleo, com base na composição química do petróleo cru. O índice de instabilidade coloidal (CII),
sugerido por Yen et al (2001). Também é aplicado como um critério de monitoramento
amplamente utilizado para reconhecer o potencial de deposição de asfalteno de sistemas de
petróleo (Ashoori, 2016).
O CII é expresso como a soma de asfaltenos e saturados entre a soma de aromáticos e
resinas:
𝐶𝐼𝐼 =𝑆𝑎𝑡𝑢𝑟𝑎𝑑𝑜𝑠 + 𝐴𝑠𝑓𝑎𝑙𝑡𝑒𝑛𝑜𝑠
𝐴𝑟𝑜𝑚𝑎𝑡𝑖𝑐𝑜𝑠 + 𝑅𝑒𝑠𝑖𝑛𝑎𝑠 Equação 2.18
Se o óleo tiver um valor de CII menor que 0,7, será definido como estável e, se for
superior a 0,9, será considerado instável.
Por outro lado, Ashoori et al (2016) concluíram que o estudo da composição do óleo cru
(saturado, aromático, resinas e asfaltenos) demonstra que a estabilidade dos asfaltenos nos óleos
é um fenômeno relacionado ao comportamento de todos esses componentes, a porcentagem de
cada componente e a influência de cada fração nas outras frações, também de acordo com sua
polaridade. No entanto, não pode ser associada a apenas um deles, individualmente.
De acordo com as disposições do modelo coloidal específico e os resultados obtidos por
Ashoori et al (2016), pode-se concluir que a precipitação ocorre quando as resinas são
removidas do colóide, permitindo a agregação e a separação de fases. As resinas têm uma forte
tendência a se associar aos asfaltenos devido à sua carga oposta e são absorvidas pelos
asfaltenos, tornando-se um escudo protetor para os asfaltenos. Quando esse escudo protetor de
resina é removido, pode causar a precipitação de asfaltenos.
27
A Figura 2.2 mostra um equilíbrio de força entre as moléculas de resina adsorvidas e as
partículas de asfalteno, onde as cabeças polares das resinas cobrem os asfaltenos. Tanto a resina
quanto o asfalteno têm componentes polares, mas a diferença entre eles depende da
miscibilidade com n-pentano ou n-heptano, o asfalteno é insolúvel, enquanto a resina é
miscível. As resinas têm uma forte tendência a se associar aos asfaltenos. Uma precipitação
mais alta de asfaltenos resulta em uma diminuição no teor de resina (Ashoori et al, 2016).
Figura 2.3 Ilustração do equilíbrio da força em asfaltenos.
(Adaptado de Ashoori et al, 2016)
Em geral, aceita-se que as moléculas de asfalteno sejam dispersas no óleo graças às
moléculas polares, aromáticas e resinas, indicando que os asfaltenos são colóides aliados
dispersos no óleo. Considerando o petróleo bruto como um sistema coloidal, asfaltenos e resinas
compreendem a fase dispersa, enquanto os saturados e aromáticos formam a fase contínua. A
interação entre as duas fases e sua influência na estabilidade do sistema está relacionada ao
poder peptizante das resinas, ao efeito solvente dos aromáticos, às propriedades precipitantes
dos saturados e à tendência à floculação dos asfaltenos. Como mencionado anteriormente, as
resinas são uma fração polar e as espécies aromáticas estão presentes no óleo desasfaltado e
contribuem para a melhor solubilidade dos asfaltenos no óleo, solvatando as porções polares e
aromáticas das moléculas e agregados asfálticos. Em contraste com o conteúdo de saturados,
uma porcentagem maior de compostos aromáticos e resinas poderia dar aos óleos uma maior
capacidade de manter os asfaltenos em solução (Ashoori et al, 2016).
28
Finalmente, levando em consideração todo o exposto acima, o composto tetrahidrofurano
(THF) foi escolhido como solvente para ajudar a estabilizar o óleo estudado nesta investigação
(Ver Ficha de Informação de Segurança do THF no apêndice C).
2.4 Óleos do Pré-sal brasileiro
Os reservatórios carbonáticos do pré-sal brasileiro apresentam variações significativas
em sua qualidade (porosidade e permeabilidade) devido à complexa diagênese (Lima et al,
2020). Além disso, uma característica distintiva dos fluidos de reservatório em diferentes
campos do pré-sal no Brasil é o alto e variável teor de CO2 no gás associado. Em particular,
sabe-se que a presença de CO2 em quantidades significativas tem uma forte influência nas
propriedades termofísicas e no equilíbrio de fases das misturas de óleo (Pasqualette et al, 2017).
Segundo Pasqualette et al (2017), a exploração de petróleo em alto mar nos campos do
pré-sal no Brasil apresenta vários desafios tecnológicos e científicos para as empresas de
petróleo. As águas ultraprofundas, as altas pressões, as baixas temperaturas dos reservatórios,
as altas razões de gás e óleo (RGO), as altas vazões de produção e o importante conteúdo de
cera (wax) nos óleos são algumas das características que contribuem para cenários exigentes.
Adicionalmente, o alto teor de dióxido de carbono (CO2) no gás associado também é uma
característica dos campos do pré-sal. Por exemplo, no campo de Lula, existem concentrações
que começam em 20% (molar), e concentrações ainda mais altas podem ocorrer devido à
reinjeção de CO2 na fase gasosa como uma técnica aprimoramento de recuperação de óleo
(EOR). Outro exemplo de fluidos com alto teor de CO2 ocorre no campo de Libra, com valores
estimados em 44% (molar). As propriedades termofísicas e o comportamento das fases são
amplamente afetados pelo conteúdo de CO2 Também pode influenciar a eficiência dos
simuladores comerciais de fluxo multifásicos unidimensionais (1D) que são usados para
investigar o escoamento em poços de produção, linhas de fluxo e risers. O comportamento de
fase da mistura de óleo vivo (hidrocarbonetos leves e pesados juntamente com componentes
inorgânicos) com CO2 também é desafiador, porque, para altas frações molares deste último,
LLE (Equilíbrio Líquido-Líquido) e VLLE (Equilíbrio Líquido-Líquido-Vapor) poderia ser
obtido em condições de temperatura-pressão relevantes para a operação de produção.
29
2.5 Carbonatos
De acordo com a definição de Arh (2008), os carbonatos são complexos aniônicos de
trióxido de carbono (CO3)2- e cátions metálicos divalentes como Cálcio (Ca), Magnésio (Mg),
Ferro (Fe), Manganês (Mn), Zinco (Zn), Bário (Ba), Estrôncio (Sr) e Cobre (Cu), assim como
outros menos comuns. Os carbonatos comuns são agrupados com base em sua estrutura
cristalina ou arranjo interno dos átomos, esses sistemas cristalinos são denominados
hexagonais, ortorrômbicos e monoclínicos. Os mais comuns são a calcita (CaCO3) e a dolomita
(CaMg(CO3)2) que possuem sistema hexagonal, e aragonita, que tem a mesma composição de
calcita (CaCO3), mas seu sistema é ortorrômbico.
Os carbonatos ocorrem naturalmente como sedimentos e recifes em oceanos tropicais e
temperados modernos, como rochas antigas e como depósitos minerais economicamente
importantes (Arh, 2008). A litologia e a mineralogia dos carbonatos podem ser altamente
variáveis, tanto vertical quanto horizontalmente, através de uma sucessão. Ambientes
deposicionais de carbonato produzem uma gama diversificada de fácies sedimentares que
contêm diferentes tipos de porosidade com vários graus de conectividade, produzindo redes de
poros complexos e irregulares. Minerais como calcita, aragonita e dolomita podem coexistir
dentro de uma única unidade de rochas em proporções variadas. Os minerais carbonáticos têm
diferentes estabilidades e são suscetíveis aos muitos processos pós-deposicionais da diagênese
(Fitch, 2010).
As propriedades fundamentais das rochas carbonáticas são textura, estrutura, tipo de grão,
composição mineralógica e estruturas sedimentares, e as propriedades do reservatório, como
porosidade, permeabilidade e densidade, dependem delas. Essas propriedades dependentes,
especialmente porosidade e permeabilidade, estão entre as variáveis mais importantes que
determinam a qualidade do reservatório (Ahr, 2008). No entanto, a exploração de sistemas
carbonáticos é geralmente muito difícil devido às heterogeneidades intrínsecas, ocorrendo em
todas as escalas de observação e medição. A heterogeneidade em carbonatos pode ser associada
à litologia, mineralogia, tipos de poros, conectividade, fácies e texturas variáveis (Fitch, 2010).
2.6 Molhabilidade
30
De acordo com Dandekar (2013) a molhabilidade tem sido definida de várias maneiras
na literatura, mas pode ser resumida como:
• A capacidade relativa de um fluido se espalhar numa superfície sólida na presença de outro
fluido, por exemplo, a água se espalhando mais do que o óleo ou vice-versa.
• A tendência das superfícies serem preferencialmente molhadas por uma fase fluida, por
exemplo, água ou óleo.
• A tendência de um fluido de um sistema bifásico (óleo-água) para revestir a superfície de
um sólido espontaneamente.
Quando óleo e água são as duas fases fluidas num meio poroso, geralmente o óleo ou a
água molha preferencialmente o espaço dos poros com base no qual as fases serão identificadas
como molhante ou não molhante. Assim, num meio poroso saturado com óleo e água, dois
processos básicos podem ocorrer – a fase molhante deslocando a fase não molhante e a fase
não-molhante deslocando a fase molhante. Esses dois processos são chamados de embebição e
drenagem, respectivamente. Por exemplo, quando a água desloca óleo de uma rocha molhada
pela água, o processo é embebição e, quando a água desloca o óleo de uma rocha molhada pelo
óleo, o processo é drenagem. No entanto, quando o gás desloca o óleo ou a água, o processo é
sempre de drenagem, porque o gás é sempre a fase não molhante em comparação com o óleo
ou a água (Dandekar, 2013).
Supõe-se que, em condições de reservatórios molhados à água, a água estava
inicialmente no reservatório quando ocorreu a migração de petróleo. À medida que o óleo se
acumulava, a água era retida por forças capilares nos espaços porosos menores e como películas
na superfície dos poros coberta de óleo. A interação química, como a adsorção de compostos
polares do petróleo, desempenha um papel crítico na determinação das propriedades de
molhabilidade da superfície da rocha do reservatório. Esse fenômeno de adsorção é maior na
calcita do que no quartzo porque, em condições comparáveis, a calcita tem uma carga
superficial mais positiva, arrastando a fração carboxílica do óleo para mais perto, alterando a
molhabilidade (Morrow, 1990). A alteração da molhabilidade tem sido relacionada à adsorção
de partículas coloidais de elevada massa molar conhecidas como asfaltenos suspensos em
petróleo cru (Chandrasekhar et al, 2016).
31
O índice de acidez, IAT (mg KOH/g) determina a quantidade de material carboxílico
que estará presente no óleo. É também um importante parâmetro de molhabilidade em
carbonatos (Standnes et al, 2000). Os componentes do óleo que contêm o grupo carboxilo, -
COOH, são encontrados principalmente na fração final pesada de óleos crus (resina, fração de
asfalteno e ácidos naftênicos). A afinidade entre o grupo carboxílico carregado negativamente
(-COO-) e os locais carregados positivamente na superfície do carbonato é muito forte e as
moléculas grandes cobrem a superfície do carbonato.
2.7 Restauração da molhabilidade: Envelhecimento
A molhabilidade das amostras de rocha reservatório muda durante sua extração e
transporte da subsuperfície e deve ser restaurada no laboratório para ser representativa do
reservatório. Da mesma forma, as rochas de afloramento, que geralmente são muito molháveis
à água, devem ser preparadas por um procedimento de alteração da molhabilidade para serem
usadas como análogas de reservatório. Portanto, em ambos os casos, a molhabilidade deve ser
alterada, o que normalmente é conseguido com o contato da superfície da rocha com óleo a
temperaturas elevadas por um longo período de tempo (geralmente da ordem de 100 h).
Fernø et al (2010) comparam o envelhecimento e a alteração da molhabilidade por meio
de um processo de um envelhecimento estático e dois dinâmicos, usando a mudança de
molhabilidade induzida pelo petróleo em amostras de calcita de afloramento. O envelhecimento
estático refere-se a amostras armazenadas em um porta testemunho que contém óleo a uma
temperatura elevada. Durante o envelhecimento dinâmico, o óleo foi injetado continuamente
através da amostra a temperatura elevada. Foram adotados dois procedimentos de
envelhecimento dinâmico: (1) taxa de injeção constante de óleo de 3 cm3/h, utilizando tempos
de envelhecimento variáveis (48, 96 e 192 h) e (2) tempo de envelhecimento constante (96 h)
com taxa de injeção variável (1, 3 e 5 cm3/h). A temperatura de envelhecimento permaneceu
constante em todos os testes (90°C) e foram investigados os impactos dos diferentes tempos de
envelhecimento, os volumes de poros injetados e a taxa de injeção de óleo no processo de
alteração da molhabilidade.
O envelhecimento estático, ou seja, o envelhecimento em uma quantidade limitada de
petróleo, mostrou-se menos eficaz que o envelhecimento dinâmico, ou seja, a injeção contínua
32
de petróleo. Para tempos curtos de envelhecimento (72 horas ou menos), o envelhecimento
estático e o envelhecimento dinâmico funcionaram igualmente bem. Para tempos de
envelhecimento mais longos (até 12 dias), a abordagem dinâmica reduziu de maneira mais
eficaz a molhabilidade da calcita, tanto em termos do índice de água Amott-Harvey quanto no
tempo necessário para reduzir a molhabilidade à água (Fernø et al, 2010).
O grupo de pesquisa LMMR (Laboratório de Métodos Miscíveis de Recuperação)
utilizou ao longo dos anos de pesquisa, o envelhecimento estático. O procedimento consiste
basicamente em colocar as amostras previamente saturadas com óleo, em uma célula de
envelhecimento (Figura 2.4) em uma estufa a temperaturas entre 60 e 124°C em períodos entre
14 e 50 dias (Lima, 2016; Gil, 2016; Andrade, 2017; Peralta, 2018; Klinger, 2018; Rivas, 2019).
O procedimento para envelhecimento dinâmico empregado nesta dissertação é pioneiro no
grupo de pesquisa LMMR, mostrando o avanço na timeline dos procedimentos até então
adotados pelo grupo e que pode ser utilizado para posteriores pesquisas.
Figura 2.4 Célula de envelhecimento
2.8 Óleo recombinado
Geralmente, amostras representativas de fluidos podem ser obtidas produzindo
reservatórios localizados na superfície e no subsolo. As amostras de superfície são coletadas do
separador ou da cabeça do poço. A recombinação do líquido e gás associado forneceria o líquido
real do reservatório (Strong et al, 1993).
33
A recombinação das amostras do separador de superfície é obtida recombinando o gás e
o fluido para corresponder à medição da razão de solubilidade (Rs) do separador ou para
corresponder a uma pressão de saturação especificada na temperatura do reservatório. Para o
fluido do reservatório subsaturado, a pressão de saturação alvo pode ser significativamente
menor que a pressão real do reservatório e, portanto, pode ser mais efetivo considerar a RGO
do separador como uma melhor característica do fluido do reservatório (Strong et al, 1993).
Com base nos pontos expostos anteriormente, Lashkarbolooki et al (2016) prepararam
óleo vivo misturando o óleo e o gás coletado no separador do poço de produção. A este respeito,
a recombinação de gás e óleo retirada do separador (P = 2,3 MPa e T = 310,92 K) foi realizada
usando uma RGO de 107,04 m3/m3. Para avaliar a recombinação, foi medida a pressão do ponto
de bolha do petróleo vivo preparado usando um dispositivo de PVT visual. Os resultados
obtidos revelaram que a pressão do ponto de bolha do petróleo vivo recombinado era de
aproximadamente 11,9 MPa. Em outras palavras, a porcentagem do desvio relativo absoluto
médio (% AARD) da pressão do ponto de bolha obtida pelo óleo recombinado em comparação
com a amostra real de óleo do reservatório (pressão do ponto de bolha do campo reportada =
12,9 MPa) foi aproximadamente 8% menor, essa diferença mostra que o petróleo recombinado
foi próximo da amostra do reservatório.
Golkari e Riazi (2018), prepararam o óleo vivo investigado pela dissolução de óleo morto
e metano (CH4). As etapas que foram aplicadas para preparar o óleo vivo são apresentadas a
seguir. Uma amostra de óleo morto com um volume de 300 ml foi injetada no recipiente
cilíndrico usando uma bomba de alta pressão. Em seguida, o gás CH4 foi injetado lentamente
no recipiente com óleo até a pressão do sistema atingir uma pressão de 4MPa. Deve-se notar
que todos os testes foram projetados com base em uma razão gás-óleo mínima (RGO) à 4MPa
e 50°C. Finalmente, o recipiente cilíndrico, incluindo o petróleo morto-CH4, foi agitado por um
longo período de tempo para garantir que o petróleo morto se misturasse completamente com
o gás CH4. O volume de gás CH4 dissolvido no óleo foi medido usando um medidor de gás em
ambas as temperaturas. Os dados de RGO são à 4 MPa e para 40°C: 70,46 Scf/bbl, e para 50°C:
64.21 Scf/bbl.
Do mesmo modo, no estudo realizado por Brandvik et al (2019) o óleo vivo investigado
foi preparado dispersando a mistura estabilizada de Oseberg através de uma câmara
pressurizada que continha gás natural e recirculando até o óleo atingir uma densidade constante,
indicando saturação de gás. Tanto o gás quanto o óleo circulante foram aquecidos por um
trocador de calor a vapor entre 60 e 80°C, para simular temperaturas de liberação mais reais.
34
Durante esse processo, a densidade e a temperatura do óleo vivo foram monitoradas e o óleo
foi usado nos testes após estabilizar a densidade (15-20 minutos). Foram realizados dois ensaios
replicados a 2500 psi com óleo vivo (testes 3 e 5). O óleo vivo produzido para essas duas provas
foi ligeiramente diferente (temperatura, saturação de gás e densidade). Para o experimento 3, a
densidade do óleo vivo variou entre 0,669 e 0,704 kg/L, enquanto o óleo foi um pouco mais
denso durante o experimento 5 (0,764-0,776 kg/L). Isolamento adicional foi instalado na linha
combinada de óleo e gás após o experimento 3. Isso fez com que as temperaturas do óleo
liberado fossem 10–20°C mais altas no experimento 5 em comparação ao experimento 3. A
mistura de Oseberg é um petróleo parafínico leve (0,826 g/ml a 15,5°C, viscosidade: 2,7mPas
a 40°C).
Assim também, o processo de preparação do óleo vivo de Zou et al (2020) consiste em
injetar uma certa proporção de óleo morto e nitrogênio no mesmo cilindro de transferência,
mantendo uma alta pressão. O cilindro de transferência é fixado em uma máquina rotativa por
dois dias. O processo de rotação é para garantir o contato total entre o nitrogênio e o óleo morto
até que o nitrogênio se dissolva completamente no óleo. Em experimentos de depleção de
pressão, supõe-se que as condições iniciais do reservatório sejam 50°C e 7MPa. Para garantir o
fluxo monofásico na primeira etapa dos experimentos, a pressão de saturação do óleo vivo
preparado deve ser menor que 7 MPa. É necessário preparar um óleo vivo com uma pressão de
saturação de 6 MPa à 50°C.
Por outro lado, no LMMR a metodologia de recombinação de óleo foi misturar em uma
garrafa, óleo morto com um gás cuja composição era CO2 + C1-C5 nos trabalhos de Klinger
(2018) e Guimarães (2019), e apenas C1-C5 na pesquisa de León (2020). A garrafa com uma
esfera flutuante no seu interior (Ver item B.3.4) é colocada em um agitador pneumático (Figura
3.6), onde é agitada por 24 horas enquanto é aquecida e pressurizada até atingir as condições
do reservatório (8100 psi e 63°C). O procedimento para a preparação de óleo vivo utilizado
nesta dissertação é pioneiro no grupo de pesquisa LMMR, enfrentando o desafio de recombinar
um óleo instável com alto teor de CO2. Além disso, esse procedimento poderá ser aplicado em
pesquisas futuras.
Um resumo comparativo das propriedades dos diferentes óleos recombinados já
apresentados é apresentado na Tabela 2.2.
Finalmente, este capítulo permitiu contextualizar a importância e o avanço do tema da
pesquisa explorado nesta dissertação. A revisão mostrou que atualmente, não existe uma
35
investigação sistemática sobre a recombinação de um óleo instável com alto teor de CO2 em
condições de alta pressão e temperatura tão altas (8500 psi e 80°C). Assim, este trabalho
experimental e investigativo, realizado no LMMR, busca satisfazer essa necessidade no
contexto internacional de pesquisa.
36
Tabela 2.2 Resumo das pesquisas recentes que envolvem recombinação de óleo
Ano Autores
Reservatório ÓLEO
GÁS Pressão
[psi]
Temperatura
[°C] Localização Pressão de
Saturação [psi] API
Viscosidade
[cP] RGO
Densidade
[gr/cm3]
2016 Lashkarbolooki et al Sul do Irã 1879 31,2 0,74 @
100°C
107,04
m3/m3 @ 333
psi e 38°C
0,87 Do
separador
1841-
4351 100
2018 Golkari e Riazi Sul do Irã <700 24,46 NR
70,46 Scf/bbl
@ 580 psi e
40°C
60,21 Scf/bbl
@ 580 psi e
50°C
0,88 C1 700-
2000 40-50
2019 Brandvik et al Mar do
Norte NR 40 2,7 @ 40°C Variável 0,83
Gás
natural
850-
2500 60-80
2020 Zou et al China <1000 12,77
6400 @
20°C
598@ 50°C
Variável 0,98 N2 1015 50
2018 Klinger
LMMR Pré-sal
brasileiro 5234 27,33 0,79 @ 63°C
265,13
m3/m3 @
8100 psi e
63°C
0,72
CO2 + C1-
C5 8100 63
2019 Guimarães
2020 León C1-C5
37
3 METODOLOGIA E APLICAÇÕES
O capítulo de metodologia e aplicações aborda a descrição do procedimento experimental
para preparo e obtenção do óleo recombinado. Na sequência do capítulo, encontram-se os
procedimentos empregados para validação da utilização do óleo recombinado em ensaio de
permeabilidade relativa do sistema bifásico água/óleo com ênfase na metodologia de
envelhecimento de rocha carbonática. A pesquisa desenvolvida nesta dissertação de mestrado
está inserida no projeto de pesquisa e desenvolvimento do LMMR financiado pela RSB/ANP
intitulado “Avaliação da injeção do tipo WAG na recuperação de óleo em reservatório
carbonático do pré-sal Brasileiro". Diante do exposto, a ideia foi utilizar o óleo recombinado
obtido nesta pesquisa para aplicação em ensaios de permeabilidade relativa água/óleo. Sendo
assim, após obter a composição de óleo recombinado e atingir a estabilidade do óleo, o mesmo
foi empregado para procedimentos realizados para ensaios de permeabilidade relativa (kr).
3.1 Óleo recombinado
O tema do presente trabalho aborda a elaboração e avaliação de uma metodologia
experimental que permitiria a elaboração de um óleo recombinado com o intuito de criar uma
boa representação do óleo de um reservatório carbonático do pré-sal brasileiro com alto teor de
CO2.
Previamente à descrição da metodologia de preparação do óleo recombinado, é muito
importante mencionar que a metodologia desenvolvida é o resultado de um árduo trabalho de
avaliação e múltiplas tentativas, algumas bem-sucedidas e outras não, que levou um período
aproximado de cinco meses.
O desenvolvimento da metodologia para a produção de óleo vivo começou tomando como
base trabalhos encontrados na literatura que empregaram uma recombinação típica
(Lashkarbolooki et al, 2016; Golkari e Riazim, 2018; Brandvik et al, 2019; Zou et al, 2020;
Klinger, 2018; Guimarães, 2019), onde simplesmente, o óleo morto é misturado com gás em
proporções que respeitam a razão de solubilidade do óleo (RGO), e a referida mistura é levada
às condições de pressão e temperatura de interesse, neste caso as condições do reservatório:
8500 psi e 80°C.
A composição do gás no momento da investigação é apresentada na Tabela 3.1
38
Tabela 3.1 Composição inicial do gás para preparação de óleo recombinado
Composto Fração (%)
C1 90,42
CO2 9,58
Após recombinar o óleo seguindo a metodologia típica descrita na literatura, percebeu-
se que o óleo não estabilizou. A Figura 3.1 mostra o óleo espumoso obtido neste momento.
Figura 3.1 Óleo espumoso
Neste ponto, o principal desafio deste trabalho foi apresentado: a instabilidade do óleo.
A Tabela 3.2 apresenta a composição do óleo na liberação flash que foi fornecido pela
empresa.
39
Tabela 3.2 Composição molar do óleo original
COMPOSIÇÃO MOLAR DOS FLUIDOS
Componentes Óleo morto Gás Flash Fluido de Reservatório
CO2 0,00 38,29 28,61
N2 0,00 0,64 0,48
C1 0,00 44,90 33,55
C2 0,00 5,69 4,25
C3 0,40 5,05 3,88
IC4 0,18 0,95 0,75
NC4 0,61 1,93 1,60
IC5 0,54 0,58 0,57
NC5 0,84 0,76 0,78
C6 2,12 0,77 1,11
C7 4,44 0,11 1,21
C8 6,24 0,23 1,75
C9 5,87 0,08 1,55
C10 5,14 0,02 1,31
C11 4,57 0,00 1,15
C12 4,15 0,00 1,05
C13 4,24 0,00 1,07
C14 3,65 0,00 0,92
C15 3,64 0,00 0,92
C16 2,83 0,00 0,72
C17 2,62 0,00 0,66
C18 2,83 0,00 0,72
C19 2,63 0,00 0,67
C20+ 42,43 0,00 10,72
Densidade de gás 1,1027
Massa Mol. Total 355,40 31,93 113,7
Massa Mol. C20+ 625
Densidade C20+ 0,9626
Temperatura 40°C
RGO do flash 180,32 m3std/m3std
API 23,01
Para a determinação do CII do óleo em estudo, foi realizada a análise SARA no LMMR.
Os resultados da análise SARA do óleo em estudo, são apresentados na Tabela 3.3.
40
Tabela 3.3 Análise SARA de óleo morto em estudo (original)
Asfaltenos 3,95
Resinas 24,52
Aromáticos 9,75
Saturados 61,78
Com base nos resultados da Tabela 3.3 foi calculado o CII. O valor obtido foi:
𝐶𝐼𝐼 =61,78 + 3,95
9,75 + 24,52= 1,918
Equação 2.18
Com um valor de CII superior a 0,9, a instabilidade do óleo morto foi confirmada e
decidiu-se o uso do solvente tetrahidrofurano (THF) para diminuir o CII. Após fazer os cálculos
pertinentes, foi determinado que a quantidade de THF a ser utilizada seria 18,15% (% m/m).
Para a escolha do solvente, foram considerados dois parâmetros: o parâmetro de solubilidade
de Hildebrand e a polaridade. O THF foi escolhido por apresentar valores mais altos que o
tolueno para ambos os parâmetros.
Ao adicionar 18,15% de THF no óleo as frações molares originais mudam
significativamente, com pode ser observado na Tabela 3.4 e Tabela 3.5
Tabela 3.4 Composição molar Óleo morto e THF.
Massa Molar (g/mol) Massa(g) Mol %molar
Óleo morto 355,4 100 0,2814 100
THF 72,1057 18,15 0,2517 89,4627
Total 118,15 0,5331
41
Tabela 3.5 Composição molar Óleo morto (original) e Óleo morto +THF (nova).
Original (%molar) Nova (%molar)
Componentes Óleo morto Óleo morto + THF
CO2 0,00 0,0000
N2 0,00 0,0000
C1 0,00 0,0000
C2 0,00 0,0000
C3 0,40 0,2112
IC4 0,18 0,0950
NC4 0,61 0,3220
IC5 0,54 0,2851
NC5 0,84 0,4434
C6 2,12 1,1191
C7 4,44 2,3438
C8 6,24 3,2940
C9 5,87 3,0987
C10 5,14 2,7134
C11 4,57 2,4125
C12 4,15 2,1908
C13 4,24 2,2383
C14 3,65 1,9268
C15 3,64 1,9215
C16 2,83 1,4939
C17 2,62 1,3831
C18 2,83 1,4939
C19 2,63 1,3884
C20+ 42,43 22,3985
THF 89,4627 47,2266
Total 189,4327 100,0000
A composição do gás foi determinada considerando a quantidade de CO2 reportada no
Gás Flash da Tabela 3.2 e a quantidade de C1 é o somatório das frações N2 e C1 a C10 do Gás
Flash. A nova composição molar do gás é apresentada na Tabela 3.6.
Tabela 3.6 Composição molar do Gás.
Composição molar do Gás
CO2 38,29
C1 61,71
Total 100,00
42
Com base na nova composição do óleo morto+THF (Tabela 3.5) e composição do gás
(Tabela 3.6) foi realizada a recombinação do óleo no simulador WINPROP. Os dados do óleo
recombinado foram comparados e ajustados aos dados de liberação flash e liberação diferencial
do reservatório usando o simulador WINPROP. Os resultados obtidos foram próximos e o
parâmetro de maior interesse foi a viscosidade que se ajustou muito bem ao valor original como
apresenta a Tabela 3.7. As simulações em WINPROP foram realizadas pela pesquisadora Dra.
Janeth Vidal Vargas do LMMR (integrante do mesmo projeto), no entanto o processo de
simulação não é foco deste trabalho.
Tabela 3.7 Propriedades do óleo recombinado a 69°C WINPROP.
Propriedade Valor
Pressão de Saturação (psia) 4984.83
RGO (scf/stb) 1238,90
Viscosidade a 8546 psia e 69°C (cP) 2,26
API do óleo residual 60.0°F 25,9
Para realizar a recombinação do óleo experimentalmente foram feitos os cálculos dos
volumes de THF, CO2 e C1, com base em um volume inicial de óleo morto que neste caso foi
de 400 mL.
De acordo com os dados da Tabela 3.2, o API do óleo morto é 23.01; portanto, a
densidade específica do óleo (𝜌𝑜) é:
𝜌𝑜 =141,5
(𝐴𝑃𝐼 + 131,5)𝜌𝐻2𝑂=
141,5
(23,01 + 131,5) × 0,999 [𝐾𝑔𝐿 ]
= 0,9149 [𝐾𝑔
𝐿]
Equação 3.1
Com a 𝜌𝑜 e o volume de óleo morto de 400 mL temos a massa do óleo:
𝑚𝑎𝑠𝑠𝑎𝑜 = 0,9149 [𝐾𝑔
𝐿] × 0,0004[𝑚3] × 1000 [
𝐿
𝑚3] = 0,366[𝐾𝑔]
Equação 3.2
43
Conhecendo a massa molar do óleo (221,612 g/mol) e sua massa (0,366 Kg), determina-
se o número de moles de óleo:
𝑚𝑜𝑙𝑒𝑠𝑜 =0,366[𝐾𝑔] × 1000 [
𝑔𝐾𝑔]
221,612 [𝑔
𝑚𝑜𝑙]
= 1,6513[𝑚𝑜𝑙]
Equação 3.3
Cálculos THF:
Com o número total de moles de óleo e a fração molar de THF (47,23%), os moles de
THF são calculados
𝑚𝑜𝑙𝑒𝑠𝑇𝐻𝐹 = 1,6513[𝑚𝑜𝑙𝑒𝑠 𝑑𝑒 ó𝑙𝑒𝑜] × 0,4723 = 0,7799[𝑚𝑜𝑙𝑒𝑠 𝑑𝑒 𝑇𝐻𝐹] Equação 3.4
A partir dos moles de THF no óleo e sua massa molar (72,11 g/mol), a massa é
𝑚𝑎𝑠𝑠𝑎𝑇𝐻𝐹 = 72,11 [𝑔
𝑚𝑜𝑙] × 0,7799[𝑚𝑜𝑙𝑒𝑠 𝑑𝑒 𝑇𝐻𝐹] = 56,2359[𝑔] Equação 3.5
A partir da massa de THF e sua densidade (0,889 g/mL), o volume a ser adicionado a
400 mL é adicionado ao óleo morto.
𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑇𝐻𝐹 =56,2359[𝑔]
0,889 [𝑔
𝑚𝐿]= 63,26[𝑚𝐿 𝑑𝑒 𝑇𝐻𝐹]
Equação 3.6
Por outro lado, os cálculos para os gases a serem adicionados à mistura (óleo + THF)
são baseados no valor de RGO do óleo, sendo este 180,32 [𝑚3𝑠𝑡𝑑
𝑚3𝑠𝑡𝑑] (Ver Tabela 3.2), e no volume
de óleo morto de 400 mL.
44
𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑔 = 180,32 [𝑚3𝑠𝑡𝑑
𝑚3𝑠𝑡𝑑] × 0,0004[𝑚3] = 0,07213[𝑚3𝑠𝑡𝑑]
Equação 3.7
Esse valor está na temperatura padrão (15,56°C), portanto, é necessário convertê-lo nas
condições de trabalho do laboratório (21,7°C)
𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑔 = 0,07213[𝑚3𝑠𝑡𝑑](21,5 + 273,15)[𝐾]
(15,56 + 273,15)[𝐾]= 0,07361[𝑚3]
Equação 3.8
Além disso, para os cálculos, é necessário conhecer o volume molar do gás em
condições de laboratório (21,5°C e 1 atm)
𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒 𝑀𝑜𝑙𝑎𝑟𝑔 =𝑅𝑇
𝑃=
83,1447 [𝑐𝑚3 ∙ 𝑏𝑎𝑟
𝑚𝑜𝑙 ∙ 𝐾] ∙ (21,5 + 273,15)[𝐾]
1,01325[𝑏𝑎𝑟]
= 24178,2 [𝑐𝑚3
𝑚𝑜𝑙]
Equação 3.9
Com estes dois últimos valores, os moles totais do gás são determinados
𝑚𝑜𝑙𝑒𝑠𝑔 =0,07361[𝑚3] × 106 [
𝑐𝑚3
𝑚3 ]
24178,2 [𝑐𝑚3
𝑚𝑜𝑙]
= 3,0446[𝑚𝑜𝑙]
Equação 3.10
Cálculos CO2
Com o número total de moles do gás e a fração molar de CO2 (38,29%), os moles de
CO2 são calculados
45
𝑚𝑜𝑙𝑒𝑠𝐶𝑂2= 3,0446[𝑚𝑜𝑙𝑒𝑠 𝑑𝑒 𝑔á𝑠] × 0,3829 = 1,1658[𝑚𝑜𝑙𝑒𝑠 𝑑𝑒 𝐶𝑂2] Equação 3.11
A partir dos moles de CO2 no gás e sua massa molar (44,01 g/mol), a massa é
𝑚𝑎𝑠𝑠𝑎𝐶𝑂2= 44,01 [
𝑔
𝑚𝑜𝑙] × 1,1658[𝑚𝑜𝑙𝑒𝑠 𝑑𝑒 𝐶𝑂2] = 51,3051[𝑔] Equação 3.12
A partir da massa de CO2 e sua densidade (0,19668 g/mL), a densidade do gás deve ser
determinada sob as condições de pressão e temperatura nas quais se encontra armazenado.
Neste caso, o cilindro que continha o CO2 estava a 21,7°C e 850 psi, no momento da medição
para adicioná-lo ao óleo morto + THF.
𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝐶𝑂2=
51,3051[𝑔]
0,19668 [𝑔
𝑚𝐿]= 260,86[𝑚𝐿 𝑑𝑒 𝐶𝑂2] Equação 3.13
Cálculos C1
Os cálculos para C1 são feitos analogamente aos de CO2
Com o número total de moles do gás e a fração molar de C1 (61,71%), os moles de C1
são calculados
𝑚𝑜𝑙𝑒𝑠𝐶1= 3,0446[𝑚𝑜𝑙𝑒𝑠 𝑑𝑒 𝑔á𝑠] × 0,6171 = 1,8788[𝑚𝑜𝑙𝑒𝑠 𝑑𝑒 𝐶1] Equação 3.14
A partir dos moles de C1 no gás e sua massa molar (16,04 g/mol), a massa é
𝑚𝑎𝑠𝑠𝑎𝐶1= 16,04 [
𝑔
𝑚𝑜𝑙] × 1,8788[𝑚𝑜𝑙𝑒𝑠 𝑑𝑒 𝐶1] = 30,1415[𝑔] Equação 3.15
Assim, a partir da massa de C1 e sua densidade de 0,053865 g/mL, determinou-se o
volume de C1. O cilindro que continha o C1 estava a 21,7°C e 1050 psi, no momento da medição
para adicioná-lo ao óleo morto + THF+CO2.
46
𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝐶1 =30,1415[𝑔]
0,053865 [𝑔
𝑚𝐿]= 559,58[𝑚𝐿 𝑑𝑒 𝐶1]
Equação 3.16
A Tabela 3.8 mostra a composição volumétrica final do óleo recombinado a 21,7°C
Tabela 3.8 Composição final óleo recombinado @ 21,7°C
Componentes Volume [mL] Pressão [psi]
Óleo morto 400 14,7
THF 63,26 14,7
CO2 260,86 850
C1 559,58 1050
Finalmente, uma vez determinados os volumes de cada componente do óleo
recombinado, foi desenvolvida a seguinte metodologia para a recombinação do óleo:
1. Liberação dos voláteis do óleo morto. O recipiente com o óleo é aquecido em uma estufa
a 80°C (Figura 3.2). Em intervalos de tempo pré-estabelecidos de 1 hora, realiza-se a
agitação manual por cerca de 5 minutos (Figura 3.3). No final de cada agitação, foi
aberta e fechada a tampa para retirar os componentes voláteis. Este processo é repetido
durante 8 horas.
Figura 3.2 Recipiente de óleo na estufa 80°C
47
a. b.
Figura 3.3 Agitação manual
2. Amostragem do óleo morto. A Figura 3.4 mostra um béquer com
3,5 L do óleo após eliminação dos voláteis referente à etapa anterior.
Figura 3.4 Béquer com óleo amostrado
3. Filtração do óleo morto. A seguir o procedimento simplificado:
a. Colocar o óleo numa garrafa.
b. Conectar a bomba de deslocamento positivo P25SFXP1 (descrita no Apêndice
A) ao hidráulico da garrafa.
c. Conectar a entrada do filtro de aço (10µm) à saída do processo da garrafa com
o óleo.
d. Colocar na saída do filtro uma garrafa âmbar para armazenamento de óleo
filtrado.
48
Na Figura 3.5 é apresentado o processo de filtragem do óleo morto.
Figura 3.5 Processo de filtragem do óleo
4. Colocar 400 mL de óleo morto filtrado numa garrafa com uma esfera flutuante
(conforme descrita no Apêndice B). O objetivo da esfera é que, juntamente com a
agitação pneumática aplicada após a injeção do CO2 e do C1 na garrafa, promover a
solubilização desses gases.
5. Medir 63,26 mL de THF numa proveta e adicionar imediatamente à garrafa com óleo
morto. Colocar a tampa na garrafa. Conectar uma bomba de deslocamento positivo ao
hidráulico da garrafa e com a válvula de saída/entrada do processo da garrafa levemente
aberta, deslocar o fluido até perceber a saída da primeira gota de fluido da garrafa.
Fechar completamente a válvula de entrada/saída do processo da garrafa. Desconectou-
se a bomba. Nota: Tomar todas as precauções de segurança necessárias para o uso do
THF.
6. Colocar 260,86 mL de CO2 em uma garrafa. Neste caso, a pressão da garrafa ficou a
850 psi, já que essa era a pressão do cilindro em que o CO2 estava contido.
7. Conectar uma bomba de deslocamento positivo ao hidráulico da garrafa com CO2.
Conectar a saída do processo dessa garrafa à entrada do processo da garrafa com óleo
morto + THF. Realizar a transferência a vazão constante, abrir simultaneamente a
válvula do hidráulico da garrafa com óleo + THF para liberar a pressão (tirando o fluido
49
hidráulico). Depois que todo o gás foi transferido, fechar a válvula de processo da
garrafa com óleo morto + THF + CO2, para impedir a liberação de gás no meio ambiente.
8. Colocar 559,58 mL de C1 em uma garrafa. Neste caso, a pressão da garrafa ficou a 1050
psi, já que essa era a pressão do cilindro de C1.
9. Conectar uma bomba de deslocamento positivo ao hidráulico da garrafa com C1.
Conectou-se a saída do processo dessa garrafa à entrada do processo da garrafa com
óleo morto + THF + CO2. Realizar transferência a vazão constante. Depois que todo o
gás foi transferido, fechar a válvula de processo da garrafa que continha óleo morto +
THF + CO2,+ C1 para impedir a liberação de gás no meio ambiente.
10. Finalmente, colocar a garrafa de esfera flutuante que contém os componentes do óleo
recombinado (óleo morto + THF + CO2 + C1) num agitador pneumático (Figura 3.6),
cobrir com uma manta de aquecimento e ajustar o controlador de temperatura para 80°C
e pressurizar simultaneamente até atingir 8.500 psi (pressão de trabalho). Colocar
bomba em modo pressão constante. A garrafa deve estar em constante agitação até
atingir as condições de pressão e temperatura estabelecidas para ajudar na solubilização
dos gases. Tempo médio: 60 horas.
Figura 3.6 Garrafa como óleo vivo sobre agitador pneumático
3.2 Validação da utilização do óleo recombinado em ensaio de permeabilidade relativa
Uma vez obtida a recombinação do óleo, procedeu-se com as etapas que antecedem o
ensaio de permeabilidade relativa do sistema bifásico água/óleo, sendo elas: caracterização e
preparação do composite core de rochas carbonáticas, elaboração dos fluidos (água do mar
sintética, água do mar carbonatada, EMCA e nitrogênio) e a restauração da molhabilidade
50
aplicando a metodologia de envelhecimento dinâmico em condições de reservatório. A
descrição detalhada da caracterização e preparação do composite core de rochas carbonáticas e
a elaboração dos fluidos (diferentes do óleo recombinado) que foram utilizados no ensaio
encontra-se no Apêndice A.
A restauração da molhabilidade da rocha foi realizada por meio do envelhecimento
dinâmico de rocha carbonática sob condições de reservatório.
Durante a execução do coreflooding, foi necessário enfrentar os seguintes desafios:
a. Objetivo: Restauração de molhabilidade da rocha.
Desafio: Esse primeiro evento começou com uma tentativa de utilizar a metodologia já
adotada no LMMR, porém para outros óleos do pré-sal brasileiro. No entanto, a
metodologia não foi bem-sucedida para o óleo usado nesta Dissertação. A metodologia
convencional do LMMR iniciou-se com a injeção do óleo morto nas amostras de rocha
à temperatura ambiente. Observou-se um incremento da pressão e dificuldade para
escoar o óleo no processo de saturação das amostras. Nesse ponto, foi decidido colocar
as amostras em células estáticas de envelhecimento dentro de uma estufa a 70°C por 15
dias. Após essas 2 semanas foi necessário remover o óleo das amostras. Para isso, foram
aplicadas 3 técnicas: (1) Centrifugação na centrífuga URC-628 Ultra Rock Centrifuge.
(2) Deslocamento forçado com ciclo-hexano. (3) Remoção do óleo com ciclo-hexano
(método estático) por 3 dias a 40°C. Depois de aplicar, sem sucesso, todos esses
procedimentos de remoção, decidiu-se usar um composite core composto de rochas de
afloramento para o experimento.
Solução: Restaurar a molhabilidade da rocha com óleo recombinado e aplicando o
método de envelhecimento dinâmico.
Figura 3.7 Amostra saturada em menos de 50% após envelhecimento estático.
51
b. Objetivo: Preparação de óleo recombinado sem THF.
Desafio: Devido ao resultado com o envelhecimento estático, decidiu-se restaurar a
molhabilidade das rochas com óleo recombinado. No entanto, neste momento, a
formulação do óleo recombinado só tinha como componentes o óleo morto, o CO2 e o
C1. Depois de preparar o óleo recombinado dessa maneira, percebeu-se instabilidade do
mesmo.
Solução: Adicionar solvente (THF) à mistura de óleo vivo.
c. Objetivo: Realizar primeiro teste.
Desafio: Uma vez verificada a instabilidade do óleo, com o índice de instabilidade
coloidal (CCI) > 0,7, decidiu-se adicionar um solvente à formulação para promover na
sua estabilização. A nova formulação do óleo recombinado agora incluía óleo morto,
tetrahidrofurano (THF), CO2 e C1. Nesta ocasião, o óleo recombinado se estabilizou. No
entanto, ao iniciar os ensaios com esse óleo recombinado, o óleo sofreu uma
desestabilização tão forte que acabou incrementado a pressão do sistema. Isso, provocou
o deslocamento do óleo através das bordas do composite core e o constante
incremento da pressão devido à dificuldade do óleo escoar que promoveu causou uma
torção da linha para medir o ΔP na face da saída da amostra (Figura 3.8). No momento
deste incidente, a sequência de fluidos que havia sido injetada na amostra era: água
deionizada, água carbonatada, EMCA e óleo recombinado.
Solução: Avaliar interação óleo recombinado-fluidos.
Figura 3.8 Linha para medir o ΔP na face da saída do composite core, completamente
deformada.
52
d. Objetivo: Avaliar interação óleo recombinado-fluidos
Desafio: Após o incidente anterior, decidiu-se testar a interação de cada fluido
individualmente com o óleo recombinado no novo composite core. Neste ponto, 4 VP
de água do mar + 4 VP de óleo recombinado foram injetados a uma vazão de 1 mL/min.
No terceiro volume poroso de óleo injetado, se atingiu uma pressão de 9000 psi.
Reduziu-se a vazão para 0,2 mL/min e novamente alcançou-se 9000 psi.
Solução: Aumentar a temperatura da BPV de 50°C para 80°C.
Após todos os eventos mencionados acima, várias decisões foram tomadas em relação ao
trabalho: (1) a temperatura é fundamental em todo o sistema, decidiu-se aquecer linhas, válvulas
e tudo o que tivesse contato com os fluidos. (2) Utilizar envelhecimento dinâmico. (3) O EMCA
foi eliminado da metodologia já que poderia alterar a estabilidade do óleo recombinado. (4)
Não escoar água carbonatada.
3.2.1 Aparato Experimental
A figuras Figura 3.9 e Figura 3.10 mostram a configuração do setup experimental usada
para os testes de coreflooding. O aparato consiste nos seguintes equipamentos: bomba de
deslocamento positivo, garrafas com fluidos previamente preparados, coreholder (descrição no
Apêndice A), transdutores de pressão (diferencial e absoluta), válvulas de contrapressão BPV,
separador bifásico, câmera para registro fotográfico da produção armazenada no separador, e
um computador para salvar os dados do transdutor de pressão diferencial e da câmera. O
composite core é colocado no coreholder depois de cobri-lo com duas camadas de papel
alumínio e uma de termoretrátil, a fim de proteger a luva de Viton dos possíveis danos causados
pelo CO2 presente no óleo vivo e na água carbonatada. Uma descrição desses e outros
dispositivos usados para realizar o teste é encontrada no Apêndice B.
53
Figura 3.9 Setup Experimental
54
Figura 3.10 Setup Experimental
55
3.2.2 Execução do Teste
Uma vez montado o aparato experimental descrito acima, onde o coreholder tem uma
pressão de confinamento de 1000 psi (colocada durante sua montagem), a execução dos testes
seguiu o passo a passo apresentado abaixo:
1. Aquecer o coreholder a 80°C e, simultaneamente fazer vácuo e controlou-se o OB em
1000 psi com o uso da bomba de deslocamento positivo no modo de pressão constante.
2. Com todo o sistema aquecido a 80°C e com o coreholder sob vácuo, iniciar a saturação
do mesmo com água deionizada.
3. Uma vez saturado, pressurizar o sistema de maneira controlada até 8500 psi, mantendo
sempre a pressão de confinamento com uma diferença de 1000-1500 psi acima da
pressão do sistema. Pressão final do sistema: 8500 psi. Pressão de confinamiento final:
9500 psi.
4. Teste de estanqueidade, com o objetivo de detectar e eliminar os vazamentos do sistema.
5. Depois de identificar e corrigir os vazamentos de todo o setup injetar 6 volumes porosos
(VP) de água de mar.
6. Injetar 6 VP de óleo recombinado.
7. Realizar envelhecimento dinâmico de acordo com a metodologia proposta por Fernø
(2010) consistindo em 3 etapas de injeção contínua de 96 horas cada uma com vazão
constante: (1) 1 mL/h, (2) 3 mL/h e (3) 5 mL/h. Tempo total de envelhecimento: 12 dias.
8. Medição da permeabilidade efetiva ao óleo.
9. Primeira drenagem com água do mar.
10. Embebição com óleo recombinado.
11. Segunda drenagem com água carbonatada.
56
4 RESULTADOS E DISCUSSÕES
Neste capítulo, serão apresentados os resultados obtidos durante a preparação do óleo
recombinado. Além disso, os resultados obtidos durante os testes de deslocamento em estado
transiente, com os quais se visavam obter os dados necessários para a construção das curvas de
permeabilidade relativa do sistema água-óleo. O experimento foi executado sob condições do
reservatório: 8500 psi e 80°C.
4.1 Óleo recombinado
Para a preparação do óleo recombinado, seguiu-se a metodologia detalhada no Capítulo
3 (item 3.1). A Figura 4.1 é uma representação do comportamento do volume e da pressão em
relação ao tempo, onde pode-se observar as diversas etapas do processo de recombinação do
óleo, e fornece uma ideia da ordem de grandeza da pressão de cada uma delas. Na primeira
fase, foi realizada a pressurização do gás livre até aproximadamente 1745 psi. Em seguida, a
segunda fase começou com a dissolução do gás no óleo morto + THF. A dissolução completa
é observada a uma pressão próxima a 3766 psi. Posteriormente, a pressão do óleo
completamente líquido (óleo recombinado) é incrementada até atingir a pressão de trabalho
(8500 psi). Finalmente, a pressão do sistema é mantida e a temperatura foi cuidadosamente
monitorada para mantê-la a 80°C.
Na Figura 4.2 apresenta-se a curva do comportamento da pressão em função do volume.
A curva tem dois pontos de inflexão. A primeira mudança na inclinação da curva representa a
pressão do início da solubilização do gás em óleo + THF, e o segundo ponto de inflexão
representa a pressão de saturação do óleo recombinado.
57
Figura 4.1 Processo de recombinação do óleo (P-V vs. T)
58
Figura 4.2 Processo de recombinação do óleo (P vs. V)
59
Conforme observado na Figura 4.1 e Figura 4.2, o processo de recombinação do óleo foi
bem-sucedido, uma vez que o gás foi dissolvido completamente no óleo formando uma única
fase líquida. Não obstante, evidencia-se uma diferença de 24% entre o valor simulado e o valor
experimental da pressão de saturação para o óleo recombinado. O valor simulado é 4984,83 psi
(Tabela 3.7) e, no entanto, a medida experimental apresenta um valor de 3765,97 psi (segundo
a Figura 4.1 e Figura 4.2). Essa diferença pode ser devido às incertezas que se acumulam ao
longo do processo de preparação do óleo. Além disso, a simulação e os cálculos foram
realizados com base na composição da Tabela 3.5, mas a composição do óleo pode mudar pelo
tempo de armazenamento e o processo de amostragem.
Do mesmo modo, a diferença da pressão de saturação simulada e experimental também
pode ser influenciada pelos valores de API e RGO que foram utilizados como base de cálculo.
Esses dados são representativos do óleo do campo em estudo, mas não são dados exatos e
exclusivos da amostra do óleo morto usada na preparação do óleo recombinado.
É importante salientar que foram encontrados desafios nas tentativas de preparação de um
óleo recombinado com boa representação do reservatório. A descrição dos resultados que
antecederam o resultado bem-sucedido é apresentada no item 3.2.
4.2 Permeabilidade relativa de um sistema água-óleo
A seguir são apresentados e discutidos os resultados de cada etapa realizada para a
construção de curvas de permeabilidade relativa para um sistema bifásico água-óleo em estado
transiente.
4.2.1 Permeabilidade absoluta à água do mar
O processo para a construção das curvas de permeabilidade relativa do sistema em estudo,
começou com a determinação da permeabilidade absoluta à água do mar (kasw). Nessa etapa,
foram injetados 6 volumes porosos (VP) de água do mar através do composite core. O primeiro
volume poroso foi injetado a 1 mL/min, enquanto os próximos 5 VPs foram injetados a 0,15
mL/min, até atingir um diferencial de pressão estável (alcançar a estabilidade no diferencial de
60
pressão é indicativo de ter alcançado o regime permanente. A Figura 4.3 mostra o
comportamento do diferencial de pressão em relação aos volumes porosos de água do mar
injetados nesta etapa.
Figura 4.3 Diferencial de pressão durante injeção de água do mar (kasw)
Os valores do diferencial de pressão da injeção da água do mar numa vazão de 0,15
mL/min (0,0025 cm3/s), apresentam uma tendência linear, no entanto existem outliers com
valores acima e abaixo da média da maior concentração dos dados que é aproximadamente 0,18
psi. Essa variação do diferencial é devido à grandeza da medida estar próxima à precisão de
medição do transdutor de pressão diferencial (Apêndice A). Por esse motivo, considera-se que
esse conjunto de dados representa um escoamento em regime permanente. Assim, a partir
desses dados é determinado um valor médio de 0,1838 psi (0,0125 atm), com o qual a
permeabilidade absoluta da água do mar é calculada.
A Tabela 4.1 resume os dados necessários para calcular a permeabilidade absoluta à
água do mar. O valor da viscosidade da água do mar (𝝁𝒔𝒘) utilizada nos cálculos é de 0,387 cP.
Este valor de viscosidade foi uma medida anteriormente realizada no LMMR para a mesma
água do mar, a 8100 psi e 70°C, mas se considerou uma boa aproximação para realizar os
61
cálculos de permeabilidade. Nota: Não foi possível determinar o valor experimental para a
viscosidade para as condições atuais, porque o equipamento do LMMR estava em manutenção.
Tabela 4.1 Dados da água do mar para determinação de 𝒌𝒂𝒔𝒘
Permeabilidade
Absoluta à água do mar
𝝁𝒔𝒘 [cP] 0,387
𝚫𝑳 [cm] 20,06
𝑨 [cm2] 11,1936
𝚫𝑷𝒔𝒘 [atm] 0,0125
𝒒𝒔𝒘 [cm3/s] 0,0025
De acordo com a lei de Darcy, representada na Equação 4.1, é calculada a
permeabilidade relativa absoluta à água do mar.
𝑘 = 𝜇𝑞
𝐴
𝛥𝐿
𝛥𝑃
Equação 4.1
onde
𝑞: vazão de fluido, cm3/s
𝐴: seção transversal da rocha à direção do fluxo, cm2
𝜇: viscosidade do fluido, cP
Δ𝐿: comprimento do meio poroso, cm
Δ𝑃: diferencial de pressão ao longo do escoamento, atm
𝑘: permeabilidade do meio poroso, Darcy
Assim,
62
𝑘𝑎𝑠𝑤 = 𝜇𝑠𝑤
𝑞𝑠𝑤
𝐴
Δ𝐿
Δ𝑃𝑠𝑤
𝑘𝑎𝑠𝑤 = 138,6 𝑚𝐷
Este é um valor coerente de permeabilidade absoluta à água do mar, uma vez que está
entre 50 mD e 1 Darcy, que segundo Boyd et al (2015), é a faixa de permeabilidade típica da
bacia de Santos do pré-sal brasileiro. Além disso, o valor da 𝒌𝒂𝒔𝒘 (138,6 mD) é ligeiramente
inferior ao valor da permeabilidade absoluta ao gás (139,7 mD), que foi medido durante a
caracterização do composite core e é tomado como valor de referência. Essa diferença é
totalmente consistente com a teoria de que a permeabilidade dos gases é geralmente um pouco
maior que a permeabilidade dos líquidos. Essa pequena diferença está relacionada ao efeito
Klinkenberg (Tanikawa e Shimamoto, 2006).
4.2.2 Determinação da Saturação Irredutível de água
Depois de calcular a permeabilidade absoluta à água do mar, se iniciou o deslocamento
da água do mar com óleo recombinado a uma vazão constante de 0,5 mL/min. Após 5 volumes
porosos injetados (VPI) foi atingida a saturação irredutível de água do mar (Swi) que apresentou
um valor de 24%. A Tabela 4.2 mostra os dados do balanço de massa obtidos a partir dos dados
medidos no separador bifásico.
63
Tabela 4.2 Balanço de massa para determinação do Swi
Volume de óleo
injetado [mL]
Volumes porosos de
óleo injetado [mL]
Volume da água do
mar produzida [mL]
Saturação da água
do mar
Saturação de óleo
injetado
0 0,00 0,00 1,00 0,00
9,3 0,28 0,67 0,99 0,01
12,8 0,39 2,00 0,96 0,04
12,8 0,39 6,33 0,88 0,12
16,3 0,50 13,33 0,75 0,25
19,8 0,61 20,33 0,61 0,39
23,3 0,71 24,33 0,54 0,46
26,8 0,82 28,00 0,47 0,53
30,3 0,93 30,00 0,43 0,57
33,8 1,03 33,67 0,36 0,64
37,3 1,14 34,00 0,35 0,65
40,8 1,25 34,33 0,34 0,66
44,3 1,35 34,67 0,34 0,66
47,8 1,46 35,33 0,32 0,68
51,3 1,57 36,00 0,31 0,69
54,8 1,67 36,33 0,31 0,69
58,3 1,78 36,67 0,30 0,70
61,8 1,89 36,67 0,30 0,70
65,3 2,00 36,67 0,30 0,70
68,8 2,10 37,00 0,29 0,71
72,3 2,21 37,00 0,29 0,71
75,8 2,32 37,17 0,29 0,71
79,3 2,42 37,20 0,29 0,71
82,8 2,53 37,23 0,29 0,71
86,3 2,64 37,27 0,29 0,71
89,8 2,74 37,33 0,29 0,71
93,3 2,85 37,50 0,28 0,72
96,8 2,96 37,67 0,28 0,72
100,3 3,07 37,67 0,28 0,72
103,8 3,17 38,00 0,27 0,73
107,3 3,28 38,17 0,27 0,73
110,8 3,39 38,33 0,27 0,73
114,3 3,49 38,33 0,27 0,73
117,8 3,60 38,33 0,27 0,73
121,3 3,71 38,67 0,26 0,74
124,8 3,81 38,67 0,26 0,74
128,3 3,92 38,67 0,26 0,74
131,8 4,03 38,67 0,26 0,74
135,3 4,14 38,67 0,26 0,74
138,8 4,24 38,67 0,26 0,74
142,3 4,35 38,70 0,26 0,74
145,8 4,46 38,77 0,26 0,74
149,3 4,56 38,80 0,26 0,74
152,8 4,67 38,83 0,26 0,74
156,3 4,78 38,90 0,26 0,74
159,8 4,88 38,93 0,26 0,74
163,3 4,99 38,97 0,26 0,74
166,8 5,10 39,00 0,25 0,75
170,3 5,20 39,33 0,25 0,75
173,8 5,31 39,67 0,24 0,76
64
A Figura 4.4 mostra a diminuição da saturação da água ao injetar óleo. Além disso,
mostra como a saturação da água do mar reduz cerca de 70% após o primeiro volume poroso
injetado, enquanto os 4 VPs subsequentes causaram uma diminuição de apenas 6%.
Figura 4.4 Saturação da agua do mar durante a injeção de Óleo recombinado.
A relação entre o óleo injetado e a água do mar produzida é apresentada na Figura 4.5.
A curva mostra um crescimento próximo da linearidade nos primeiros 33 mL injetados. Após
esse ponto a curva mostra uma mudança acentuada em sua inclinação. Este ponto de inflexão
na curva é conhecido como breakthrough, e indica o momento onde os dois fluidos (água do
mar e óleo recombinado) começam a ser produzidos simultaneamente. Antes desse ponto
produzia-se exclusivamente água do mar. Depois do breakthrough a vazão da produção da água
diminui substancialmente. Esse comportamento é consistente com os resultados da Figura 4.4,
onde a maior diminuição na saturação da água do mar ocorre durante o primeiro volume poroso
injetado e depois continua diminuindo muito lentamente até atingir a Swi.
65
(a) (b)
Figura 4.5 (a) Volume de óleo injetado vs. Volume de água produzida durante toda a etapa de
determinação de Swi. (b) Zoom momento do breakthrough
Antes do breakthrough a curva da Figura 4.5a não mostra um comportamento
completamente linear, como acontece quando o deslocamento é tipo pistão. Na Figura 4.5b
pode-se observar que a curva de produção antes do breakthrough tem uma inclinação diferente
de 45°, mostrando que a quantidade de água do mar produzida foi menor que a quantidade de
óleo injetado, em alguns momentos e em outros foi maior. Esse tipo de comportamento pode
ser causado por digitação viscosa durante o deslocamento.
De acordo com Kargozarfard et al. (2018) se o fluido deslocado tem uma tendência a se
mover mais facilmente do que o deslocante, o fluido injetado (água) não alcança o fluido
deslocado (óleo) e a interface entre dois fluidos permanece estável. Quando o fluido de
deslocamento se move mais facilmente do que o fluido deslocado, "fingers" do fluido de
deslocamento se formam na interface. Esse fenômeno é conhecido como digitação viscosa
(viscous fingering)
4.2.3 Restauração da molhabilidade por envelhecimento Dinâmico
Uma das características das rochas carbonáticas é a sua molhabilidade ao óleo (Ahr,
2008). Portanto, é realizado um procedimento de envelhecimento dinâmico para restaurar essa
molhabilidade, uma vez que antes de serem caracterizadas as amostras foram submetidas a um
processo de limpeza por extração Soxhlet que geralmente altera sua molhabilidade original. A
restauração de molhabilidade foi realizada de acordo como a metodologia proposta por Fernø
66
et al. (2010). Essa metodologia compreende 3 etapas cada uma de aproximadamente 96 horas
de injeção contínua, à uma vazão constante de: (1) 1 mL/h, (2) 3 mL/h e (3) 5 mL/h. O tempo
total de envelhecimento dinâmico foi de 12 dias.
A Figura 4.6 a
Figura 4.8 mostram o comportamento do diferencial de pressão em relação ao tempo, de
cada uma das etapas.
A Figura 4.6 mostra a primeira etapa da restauração da molhabilidade do composite core,
onde o óleo recombinado a 1 mL/h é injetado por 4 dias. Neste caso, a pressão diferencial
permanece praticamente constante a 0,14 - 0,15 psi durante todo o estágio.
Figura 4.6 Primeira etapa da restauração da molhabilidade: injetando óleo recombinado a 1
mL/hr
Da mesma forma, na
67
Figura 4.7 é apresentada a segunda etapa, nela flui-se óleo a 3 mL/hora por 4 dias. Durante
este período, houve uma falha na aquisição de dados pelo transdutor de pressão diferencial. Isso
impediu a aquisição dos dados para o intervalo delimitado por linhas tracejadas
(aproximadamente 12 horas), que corresponde ao terceiro dia de injeção a esta vazão. No
entanto, no último estado desta etapa, começa-se a perceber uma diminuição da pressão
diferencial no final do estágio (0,34 psi), em comparação com o início do estágio (0,89 psi).
Figura 4.7 Segunda etapa da restauração da molhabilidade: injetando óleo recombinado a
3 mL/hr
A etapa final do envelhecimento dinâmico é mostrada na
Figura 4.8, no qual o óleo é deslocado a 5 mL/h durante 4 dias. Nesta fase, é mais
perceptível a diminuição da pressão diferencial entre o início e o fim. No início da etapa, a
pressão diferencial atinge valores médios de 3,2 psi, enquanto no final os valores médios estão
em torno de 0,61 psi.
68
Figura 4.8 Terceira etapa da restauração da molhabilidade: injetando óleo recombinado
a 5 mL/hr
A diminuição do diferencial de pressão é uma indicação da alteração da molhabilidade
da rocha, uma vez que o meio poroso impõe menos resistência ao fluxo do óleo, evidenciando
o sucesso do procedimento.
No entanto, antes de decidir encerrar o processo de envelhecimento dinâmico, é realizada
uma série de variações de taxas de fluxo, para observar a estabilidade dos diferenciais de
pressão. O comportamento desses diferenciais de pressão nas diferentes vazões, em relação aos
volumes porosos de óleo injetados, é apresentado na Figura 4.9.
69
Figura 4.9 Comportamento dos diferenciais de pressão em diferentes vazões, com relação aos
volumes porosos de óleo injetados
A Figura 4.9 mostra que os diferenciais de pressão são estáveis no final da prova de
variação de vazões, o qual confirma o sucesso do envelhecimento dinâmico. Neste ponto,
decidiu-se finalizar o processo. Nota: O termo N/R significa não é registrado (fora do limite de
medição do transdutor de pressão diferencial).
Durante a restauração da molhabilidade, produziu-se um pouco mais de água do mar
presente no meio poroso, resultando em um Swi de 18%.
4.2.4 Permeabilidade efetiva ao óleo recombinado na Swi
Antes de iniciar a drenagem, foi realizada a medição da permeabilidade efetiva ao óleo
na Swi. O processo de medição consistiu em uma variação da vazão de injeção entre 0,5 e 0,75
mL/min monitorando o diferencial de pressão no transdutor de pressão. A
Figura 4.10 apresenta os diferenciais de pressão obtidos durante as variações de vazão.
A tendência praticamente linear das curvas do diferencial de pressão, indicam o escoamento em
70
regime permanente. Acredita-se que a leve inclinação nas curvas é devido às incertezas
associadas ao equipamento e também poderia ser uma característica do escoamento do óleo
recombinado na vazão de 0,5 ml/min, já que o mesmo comportamento foi observado na Figura
4.9.
Figura 4.10 Diferencial de pressão vs. Volume de óleo injetado: Variação de vazão para
determinar permeabilidade efetiva ao óleo
Na Figura 4.10, as variações nos diferenciais de pressão para cada vazão testada são
consideradas desprezíveis, uma vez que estão dentro do limite de tolerância de medição do
transdutor de pressão diferencial. Assim, os últimos dados de diferencial de pressão (4,52 psi:
0,3079 atm) e vazão (0,5 mL/min: 0,0083 cm3/s) deste gráfico, são usados para o cálculo da
permeabilidade efetiva ao óleo.
A Tabela 4.3 resume os dados necessários para calcular a permeabilidade efetiva ao óleo
recombinado. O valor da viscosidade do óleo (𝝁𝒐) encontra-se na Tabela 3.7.
71
Tabela 4.3 Dados permeabilidade efetiva ao óleo recombinado no Swi
Permeabilidade efetiva
ao óleo recombinado
𝝁𝒐 [cP] 2,26
𝚫𝑳 [cm] 20,06
𝑨 [cm2] 11,1936
𝚫𝑷𝒐 [atm] 0,3079
𝒒𝒐 [cm3/s] 0,0083
De acordo com a lei de Darcy, é calculada a permeabilidade efetiva ao óleo
recombinado.
𝒌𝒆𝒐 = 𝝁𝒐
𝒒𝒐
𝑨
𝚫𝑳
𝚫𝑷𝒐
𝒌𝒆𝒐 = 𝟏𝟎𝟗, 𝟔 𝒎𝑫
Este é um valor coerente de permeabilidade efetiva ao óleo na saturação de água
irredutível, levando em conta que o valor de permeabilidade absoluta à água do mar é 138,6
mD. Os 29 mD de diferença entre as permeabilidades indicam que existem poros ocupados pela
água do mar onde o óleo não poderá fluir, causando uma diminuição no valor de 𝒌𝒆𝒐.
4.2.5 Drenagem com água do mar
Depois de calcular a permeabilidade efetiva ao óleo na saturação de água irredutível, se
iniciou o processo de drenagem deslocando o óleo recombinado com a água do mar a uma
vazão constante de 0,5 mL/min. Após 8 volumes porosos injetados (VPI), o diferencial de
pressão apresentou valores estáveis, bastante semelhantes a uma linha horizontal, confirmando
ter atingido o regime permanente.
72
A Figura 4.11 apresenta o diferencial de pressão versus os volumes porosos de água do
mar injetada ao longo do teste de drenagem. A curva mostra um crescimento alto e constante
até aproximadamente 0,2 VP de água do mar injetados. Após esse volume poroso injetado, a
curva de produção mostra uma mudança na tendência devido à diminuição da produção do óleo
recombinado. Portanto, o ponto da mudança na inclinação da curva indica o momento do
breakthrough.
Figura 4.11 Drenagem com água do mar
A curva da Figura 4.11 da drenagem correspondeu ao deslocamento típico encontrado
na literatura (Kantzas et al, 2012). Ao final da drenagem, foram recuperados 17,33 mL de óleo,
representando 88% do volume morto (19,62 mL). O restante do volume morto de óleo ficou
retido nas paredes dos misturadores, conforme Figura 4.12.
A medida da quantidade de óleo aderida às paredes dos misturadores foi estimada
visualmente.
73
Figura 4.12 Óleo aderido nas paredes dos misturadores
Para verificar se a não produção de óleo era devido à alta pressão capilar, decidiu-se fazer
um teste injetando água do mar a diferentes vazões. A relação entre os diferenciais de pressão
para cada vazão utilizada e os volumes porosos de água do mar injetada é apresentada na Figura
4.13
74
Figura 4.13 Variação de vazões no final da drenagem
Após testar as variações na vazão, foi descartada a possibilidade de altas pressões
capilares impedirem o fluxo de óleo. O teste terminou sem recuperação de óleo recombinado
sob condições de reservatório após a injeção de 14 VP.
4.2.6 Permeabilidade efetiva à água do mar
Na etapa final do teste de drenagem foi realizada a medição da permeabilidade efetiva à
água de mar na saturação de óleo residual (Sor). A medida foi realizada variando-se a vazão em
sentido decrescente de 5 a 0,5 ml/min, com objetivo de garantir que a permeabilidade seja
determinada no regime permanente. No entanto, o diferencial de pressão foi monitorado com
os transdutores de pressão absoluta que se encontravam na entrada e saída do coreholder. Já
que as pressões diferenciais medidas, ultrapassaram o limite de medição do transdutor de
pressão diferencial (9,1 psi) instalado no sistema. A Figura 4.14 apresenta os diferenciais de
pressão obtidos durante as variações de vazão.
75
Figura 4.14 Diferencial de pressão vs. Volume de água do mar injetado: Variação de vazão
para determinar permeabilidade efetiva à água do mar
Na Figura 4.14, os dados do diferencial de pressão acima de 9,1 psi foram registrados
manualmente, a partir dos transdutores de pressão absoluta da entrada e saída do coreholder. A
mudança na forma de monitorar ocorreu porque o limite de medição do transdutor de pressão
diferencial atingiu o limite operacional. Assim, os últimos dados de diferencial de pressão (4,57
psi: 0,311 atm) e fluxo (0,5 mL/min: 0,0083 cm3/s) desta figura, são usados para o cálculo da
permeabilidade efetiva à água do mar.
A Tabela 4.4 resume os dados necessários para calcular a permeabilidade efetiva à água
do mar.
Tabela 4.4 Dados permeabilidade efetiva à água do mar no Sro
Permeabilidade Efetiva
à água do mar
𝝁𝒔𝒘 [cP] 0,387
𝚫𝑳 [cm] 20,06
𝑨 [cm2] 11,1936
𝚫𝑷𝒔𝒘 [atm] 0,311
𝒒𝒔𝒘 [cm3/s] 0,0083
De acordo com a lei de Darcy, é calculada a permeabilidade efetiva à água do mar.
76
𝒌𝒆𝒔𝒘 = 𝝁𝒔𝒘
𝒒𝒔𝒘
𝑨
𝚫𝑳
𝚫𝑷𝒔𝒘
𝒌𝒆𝒔𝒘 = 𝟏𝟖, 𝟔 𝒎𝑫
Após obter uma saturação de óleo residual (Sor) igual à saturação máxima de óleo, é
esperado que a permeabilidade à água do mar tenha sofrido uma redução severa de cerca de
87%, diminuída de 138,6 para 18,6 mD. Esse fenômeno se deve ao fato de que a presença de
um fluido altera efetivamente a permeabilidade do outro fluido; portanto, a permeabilidade
efetiva dos fluidos depende de suas saturações relativas. Por esse motivo, quando a primeira
permeabilidade à água foi medida (138,6 mD) era absoluta porque nenhum outro fluido estava
presente no meio poroso. No entanto, a permeabilidade relativa a água do mar foi medida com
uma saturação de óleo tão alta, que a capacidade da água escoar no meio poroso foi
consideravelmente diminuída.
4.2.7 Embebição e nova permeabilidade efetiva ao óleo recombinado
Após calcular a permeabilidade efetiva à água do mar na Sor, foi realizado um processo
de embebição injetando 1 VP de óleo recombinado. No entanto, não há registros dos
diferenciais de pressão porque estes ultrapassaram o limite de medição do transdutor de pressão
diferencial. Logo depois da injeção do volume poroso de óleo recombinado, foi realizado o
processo de variação de vazão para determinar a permeabilidade efetiva ao óleo, para
determinar se este sofreu alguma alteração significativa devido à injeção de água do mar.
A Figura 4.15 apresenta os diferenciais de pressão obtidos durante as variações de vazão.
Com exceção da vazão de 0,5 mL/min, toda a dispersão de pontos dessa figura foi obtida
manualmente, uma vez que os valores dos diferenciais de pressão para cada vazão
ultrapassaram o limite do transdutor de pressão diferencial.
77
Figura 4.15 Diferencial de pressão vs. Volume de óleo recombinado injetado: Variação de vazão
para determinar permeabilidade efetiva ao óleo recombinado.
A partir da Figura 4.14, assume-se os últimos dados de diferencial de pressão (7,453
psi: 0,507 atm) e vazão (0,5 mL/min: 0,0083 cm3/s) deste gráfico para o cálculo da
permeabilidade efetiva ao óleo.
A Tabela 4.5 resume os dados necessários para calcular a permeabilidade efetiva ao
óleo.
Tabela 4.5 Dados permeabilidade efetiva ao óleo
Permeabilidade efetiva
ao óleo recombinado
𝝁𝒐 [cP] 2,26
𝚫𝑳 [cm] 20,06
𝑨 [cm2] 11,1936
𝚫𝑷𝒐 [atm] 0,507
𝒒𝒐 [cm3/s] 0,0083
De acordo com a lei de Darcy, é calculada a permeabilidade efetiva ao óleo
recombinado.
78
𝒌𝒆𝒐 = 𝝁𝒐
𝒒𝒐
𝑨
𝚫𝑳
𝚫𝑷𝒐
𝒌𝒆𝒐 = 𝟔𝟔, 𝟔 𝒎𝑫
De acordo com este resultado, percebe-se uma redução de cerca de 40% na
permeabilidade efetiva ao óleo (de 109,6 para 66,6 mD). Uma possível explicação para esse
fenômeno pode ser pela formulação do óleo recombinado ter sido realizada sem considerar suas
reações com outro fluido ou com o meio poroso. Portanto, a interação com ambos elementos
poderia causar sua desestabilização, alterando a viscosidade do óleo que está dentro do meio
poroso e, assim, tornando-o mais viscoso o que dificulta o escoamento do óleo recombinado
que é injetado posteriormente na amostra.
4.2.8 Drenagem com água carbonatada
Durante a primeira drenagem, foi evidenciada a formação de espuma na água do mar
produzida. Uma possível causa disso pode ser a desestabilização do óleo recombinado, produto
de uma reação química do óleo com a água do mar. Levando isso em consideração, decidiu-se
realizar uma nova drenagem com água carbonatada, saturada com CO2 e sais. Portanto,
assumiu-se que a possibilidade de ela reagir com o óleo era menor.
Após calcular a nova permeabilidade efetiva ao óleo, se iniciou o processo de drenagem
deslocando o óleo recombinado com a água carbonatada a uma vazão inicial de 1 mL/min. Após
2,5 volumes porosos injetados (VPI), a vazão foi reduzida a 0,5 mL/min e permaneceu
constante por mais um volume poroso.
A Figura 4.16 apresenta a drenagem feita com água carbonatada. Na linha laranja, os
dados do diferencial de pressão foram obtidos manualmente, a partir dos transdutores de pressão
absoluta da entrada e saída do coreholder (vazão de 1 mL/min). A linha azul, representa os
dados que foram registrados pelo transdutor de pressão diferencial com uma vazão de 0,5
mL/min.
79
Figura 4.16 Drenagem com água carbonatada
A redução do diferencial de pressão para zero apresentada na Figura 4.16, deve-se à
necessidade de interromper a injeção e finalizar o experimento, uma vez que a pressão de
injeção atingiu o limite estabelecido como seguro para trabalhos no LMMR. Portanto, o
experimento foi encerrado por razões de segurança.
Durante o tempo em que foi possível realizar a drenagem com água carbonatada, a
ausência de produção de óleo continuou sendo observada.
4.3 Desmontagem do aparato experimental
Após o ensaio, na etapa de desmontar os dispositivos do setup e o porta testemunho, foi
evidenciado que o composite core estava inchado (Figura 4.17) e com alguns pequenos orifícios
em sua superfície (Figura 4.18).
80
Figura 4.17 Composite core inchado
Figura 4.18 Orifícios na superfície do composite core
O inchamento da resina epóxi e os orifícios em toda a superfície do composite core
conseguiram criar microcanais através dos quais os fluidos se deslocaram. A principal razão
para a ocorrência destes dois eventos (resina epóxi inchada e orifícios) é a alta reatividade do
CO2 contido no óleo e na água carbonatada. No entanto, acredita-se que o óleo seja o maior
81
responsável, pois sua formulação não foi equilibrada com os outros fluidos e a rocha com os
quais iria interagir. Assim, no momento de entrar em contato com ambos (rocha e fluido), pode
ter ocorrido sua desestabilização, liberando parte do CO2 dissolvido nele.
Após analisar os resultados de cada etapa do experimento, observa-se: (1) durante a
determinação da saturação irredutível da água (Swi), o comportamento de deslocamento antes
do breakthrough não foi do tipo pistão; (2) a diminuição constante das permeabilidades durante
cada etapa de injeção e (3) a resina do composite core inchada e com orifícios em toda a sua
superfície, com evidente fluxo de fluido através deles. A partir de tais observações, pode-se
inferir que as tentativas de se deslocar o óleo com água, não eram possíveis devido ao fenômeno
de digitação viscosa, evitando a variação das saturações dos fluidos, depois de atingir a
saturação irredutível da água (Swi).
Conclui-se com este capítulo, embora não tenha sido possível a construção das curvas de
permeabilidade relativa do sistema água-óleo em estudo, a metodologia de preparação de óleo
recombinado foi bem-sucedida, bem como a restauração da molhabilidade das rochas pelo
método de envelhecimento dinâmico.
82
5 CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES
Neste capítulo estão apresentadas as conclusões desta pesquisa e as principais
recomendações para trabalhos futuros.
5.1 Conclusões
Esta pesquisa representa uma novidade na literatura, uma vez que envolve uma nova
metodologia de preparação de óleo recombinado, a partir de um óleo morto instável e,
o uso deste em testes para obter as curvas de permeabilidade relativa de um sistema
bifásico (água-óleo) em estado transiente, sob condições de pressão e temperatura do
reservatório em estudo.
A temperatura é FUNDAMENTAL em cada etapa da pesquisa, tanto na preparação dos
fluidos, quanto no desenvolvimento dos ensaios de coreflooding.
O processo de recombinação do óleo foi bem-sucedido, uma vez que o gás foi dissolvido
completamente no óleo formando uma única fase líquida. Não obstante, evidencia-se
uma diferença de 23% entre o valor simulado e o valor experimental da pressão de
saturação para o óleo recombinado.
Durante a determinação da saturação da água irredutível (Swi) que apresentou um valor
de 24%, evidenciou-se que antes do breakthrough o deslocamento está caracterizado
pela presença de digitação viscosa durante o deslocamento.
A restauração da molhabilidade do meio poroso, por meio do envelhecimento dinâmico,
mostrou uma diminuição do diferencial de pressão durante o tempo que o procedimento
levou, evidenciando seu sucesso.
Durante o envelhecimento dinâmico, produziu-se um volume a mais de água do mar
presente no meio poroso, resultando em um Swi de 18%.
A saturação de óleo residual (Sor) igual à saturação máxima de óleo: 82%.
A permeabilidade efetiva à água do mar sofreu uma redução de 138,6 para 18,6 mD, a
qual representa uma diminuição do aproximadamente 87%. Esta redução é esperada, já
que a saturação de óleo residual (Sor) é igual à saturação máxima de óleo.
A permeabilidade absoluta determinada experimentalmente apresentou um valor muito
próximo ao valor determinado com o permeabilímetro ao gás. Além disso foi possível
83
determinar experimentalmente as permeabilidades efetivas do óleo recombinado e água
de mar.
5.2 Recomendações
Usar um transdutor de diferencial de pressão com um limite de medição mais alto do
que o equipamento usado nesta pesquisa.
Garantir a manutenção da temperatura do teste em todo o sistema, incluindo linhas e
back pressure valves, com a ajuda de resistências elétricas e controladores de
temperatura. Para ajudar a mitigar a desestabilização dos fluidos, especialmente o óleo
recombinado.
Simular as composições dos fluidos, levando em consideração a interação entre eles e o
meio poroso.
Caracterizar o óleo.
84
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89
APÊNDICE A - COMPOSITE CORE E FLUIDOS
Este apêndice detalha a caracterização e preparação das amostras e a elaboração das
salmouras utilizadas no teste de permeabilidade relativa em que o óleo recombinado foi usado.
A.1 Caracterização e preparação do composite core
Antes de descrever a metodologia para a caracterização das amostras, é importante
especificar que todas as rochas são amostras de dolomita CaMg (CO3)2 de afloramento. O
composite core inicial para o experimento era de rochas reservatório, no entanto, devido ao
procedimento de restauração da molhabilidade que foi aplicado nessas rochas, não foi possível
continuar trabalhando com elas e decidiu-se usar afloramentos (Ver item 3.2.1).
Para realizar a caracterização das amostras e, posteriormente, a seleção das mesmas para
o composite core, foi aplicada a seguinte metodologia:
Limpeza de amostras usando um extrator Soxhlet (Figura A.1)
Petrofísica básica:
1. Dimensionamento (diâmetro e comprimento) usando um paquímetro digital
profissional da Digimess.
Figura A.1 Extrator de Soxhlet.
90
2. Determinar a permeabilidade com a ajuda do permeabilímetro Ultra-pore 500, descrito
no apêndice A.
Os dados obtidos são apresentados na Tabela A.1. Nota-se que uma quantidade de 9
amostras foi caracterizada para ser possível selecionar (segundo o critério levado em conta para
o trabalho) as amostras que formariam o composite core.
Tabela A.1 Petrofísica básicas amostras
Nome Comprimento [cm] Diâmetro [cm] Permeabilidade [mD]
CA01 10,080 3,805 157,3
CA02 10,065 3,805 64,8
AFLOAW1 4,690 3,804 323,7
AFLOAW 2 5,080 3,808 150,7
AFLOAW 5 4,995 3,820 156,0
AFLOAW 6 4,441 3,801 87,6
AFLOAW 7 4,990 3,803 193,0
AFLOAW 10 4,890 3,802 174,7
AFLOAW 11 4,740 3,802 105,0
Os critérios de seleção das rochas do composite core foram permeabilidades com valores
próximos e o comprimento total próximo a 20 cm. Portanto, as amostras CA01, AFLOAW 2 e
AFLOAW 5 foram escolhidas.
A ordem das amostras dentro do composite core foi da maior para a menor
permeabilidade como mostra a Figura A.2.
Figura A.2 Ordem das amostras dentro do composite core
As amostras selecionadas foram empilhadas e revestidas com resina epóxi, formando
um corpo único, e não de forma individual. Antes de serem empilhadas, as faces das amostras
foram lixadas para eliminar as imperfeições na superfície, com o objetivo de melhorar o contato
entre as faces das rochas, e assim diminuir a perda de escoamento, garantir a continuidade
capilar e a estabilidade do composite core. Para realizar esse procedimento de revestimento, o
91
Laboratório de Métodos Miscíveis de Recuperação (LMMR) desenvolveu um dispositivo que
permite empilhar as amostras e revesti-las como uma unidade, como pode ser observado na
Figura A.3
Figura A.3 Dispositivo para empilhar as amostras e cimentá-las como uma unidade.
O material utilizado no revestimento é resina epóxi, a qual demanda um período de
secagem para posterior lixamento a fim de garantir uniformidade em toda a superfície do
mesmo.
No composite core cimentado, seco e lixado, foi realizada a caracterização e petrofísica
básica seguindo a metodologia anteriormente descrita. Os dados obtidos são apresentados na
Tabela A.2.
Tabela A.2 Petrofísica do composite core
Nome Massa
[g]
Comprimento
[cm]
Diâmetro
[cm]
Permeabilidade
[mD]
Porosidade
[%]
COIN3-T1 582,81 20,06 3,968 139,7 13,19
92
A.2 Preparação dos fluidos
Durante o teste foram utilizados três fluidos diferentes: água do mar sintética, água do
mar carbonatada e óleo recombinado. Cada fluido possui uma metodologia de preparação
especial. Nesta seção, serão apresentadas as formulações e o procedimento/metodologia passo
a passo a preparação de cada fluido.
A.2.1 Água do Mar Sintética
A água do mar sintética usada durante o teste de coreflooding foi preparada de acordo
com a formulação apresentada na Tabela A.3
Tabela A.3 Composição água do mar sintética
Composto mol/L g/L
1. KCl 0,012817 0,955524
2. MgCl2.6H2O 0,069944 14,219804
3. SrCl2.6H2O 0,000103 0,027462
4. CaCl2.2H2O 0,012476 1,834154
5. NaCl 0,424343 24,798605
6. Na2SO4 0,000416 0,059089
7. NaHCO3 0,001655 0,139031
8. Na2CO3 0,000517 0,054796
TDS 42,088465
A metodologia utilizada para a preparação da água do mar é descrita a seguir:
1. Em um balão volumétrico de 1 L, adicionaram-se +/- 500 mL de água deionizada.
2. Em uma balança digital (Adventurer Pro da Ohaus Figura A.4) pesar todos os
compostos. Adicionou-se os 5 primeiros compostos ao balão volumétrico enquanto
eram misturados com a ajuda de um agitador magnético.
93
Figura A.4 Balança analítica Adventurer Pro da Ohaus
3. Os últimos três compostos devem ser diluídos independentemente em +/- 100 mL de
água deionizada em diferentes béqueres. Depois, cada diluição adicionar uma a uma no
balão volumétrico, começando com o sulfato (Na2SO4) e terminando com os carbonatos
(NaHCO3 e Na2CO3). As diluições independentes do sulfato e carbonatos são realizadas
dessa maneira, tentando prevenir a precipitação de sais.
Figura A.5 Balão Volumétrico Figura A.6 Conjunto de filtração:
kitassato, funil, copo e pinça
4. Completar o volume do balão volumétrico e agitou-se toda a mistura durante uns 30
min.
5. Uma vez que a salmoura é homogeneizada (Figura A.5) a fim de eliminar a presença de
partículas contaminantes, filtrou-se usando um sistema de filtragem de kitassato, funil,
copo e pinça, observado na Figura A.6. Uma membrana/filtro de 0,22 µm é colocada
entre o topo do funil e a base do copo (Figura A.7)
94
a. b.
Figura A.7 a. Filtro de 0,22 µm - b. Filtro depois e antes de usar
6. Finalmente, após o processo de filtração, realizou-se um procedimento de desaeração.
A salmoura é colocada em um kitassato com saída lateral, onde é conectada uma bomba
de vácuo durante uns 20 minutos (Figura A.8).
Figura A.8 Remoção de ar com vácuo
A.2.2 Água do Mar Carbonatada
Água carbonatada contém ácido carbônico que reage com as rochas carbonáticas
promovendo o fenômeno de dissolução. Com o objetivo de minimizar a dissolução da rocha
devido à injeção de água carbonatada e preservar as amostras, foi realizada uma simulação
geoquímica para obter uma água carbonatada equilibrada.
A composição da água do mar carbonatada equilibrada é o produto de um processo de
simulação realizado no software geoquímico PHREEQC; os dados para a realização desta
95
simulação foram: (1) composição da água do mar, (2) modelo geoquímico ajustado para injeção
de salmoura com 100% de CO2 (Pre-Salt Brasileiro), (3) composição da rocha, (4) petrofísica
básica do composite core e, (5) condições experimentais (80°C e 8500 psi).
O resultado da simulação foi a composição iônica da água carbonatada equilibrada em
concentrações molales [mol/kgw]. As molalidades dos íons são convertidas em molalidade dos
compostos químicos, que por sua vez, são transformadas em g/L. Assim como a molalidade do
CO2 é traduzida nos mL que devem ser injetados na água do mar equilibrada.
A composição da água do mar equilibrada em 60500 ppm obtida pelo software
geoquímico é apresentada na Tabela A.4
Tabela A.4 Composição da água do mar equilibrada.
Compostos Massa Molecular
[g/mol]
Molalidade
[mol/kgw]
ECW
[g/L]
TDS
[g/L]
KCl 74,55130 0,01273 0,94904 0,94904
MgCl2.6H2O 203,30270 0,08348 16,97171 7,94821
SrCl2.6H2O 266,61770 0,00010 0,02720 0,01617
CaCl2.2H2O 147,01460 0,04980 7,32133 5,52680
Na2SO4 142,04000 0,00041 0,05873 0,05873
NaHCO3 84,00660 0,10723 9,00832 9,00832
Na2CO3 105,98880 0,00003 0,00295 0,00295
NaI 149,89000 0,24702 37,02570 37,02570
O procedimento para preparar água do mar balanceada é o mesmo descrito no item A.2.1
A concentração de CO2 obtida pelo software foi de 1,324 mol/kg de água
Os cálculos para determinar o volume de CO2 foram feitos levando em consideração
que a capacidade das garrafas para agitação com esfera flutuante é de 750 mL. Portanto o
volume foi calculado com base em 700 mL de água do mar equilibrada.
Então,
1,324 [mol de CO2
Kgw] × 0,700 [Kg] = 0,9268 [mol de CO2]
Equação A.1
96
Considerando as condições do laboratório (2000 psi = 136,092 atm e 20°C = 293,15 K)
nas quais o CO2 será injetado na água do mar equilibrada, o volume molar é determinado
V̅ =V
n= Z
RT
P= 0,2781346
0,082 [atm ∙ LK ∙ mol
] × 293,15[K]
136,091916 [atm]
= 49,12770 [cm3
molde CO2]
Equação A.2
Assim, multiplicando as equações Equação A.1 e Equação A.2, se tem:
0,9268 [mol de CO2] × 49,12770 [cm3
molde CO2]
= 45,53[cm3 de CO2]
Equação A.3
Para realizar a preparação da água carbonatada, seguiu-se a metodologia desenvolvida
no Laboratório de Métodos Miscíveis de Recuperação (LMMR), apresentada por Nuñez (2017),
como segue:
11. Colocar 700 mL de água do mar equilibrada em uma garrafa com uma esfera flutuante
para solubilizar completamente o CO2 dentro da salmoura, usando agitação pneumática.
12. Encher uma garrafa com CO2 e pressurizar desde 650 psi (pressão do cilindro) até 2000
psi (Ver Figura A.9). Nota: Utilizar um booster para otimizar o tempo de pressurização
do CO2.
97
Figura A.9 Pressurização de CO2 dentro de garrafa com ajuda de booster
13. Conectar uma bomba de deslocamento positivo à garrafa que continha o CO2; injetar
CO2 a pressão constante (2000 psi) na garrafa com a salmoura, através de uma rede de
linhas.
14. Conectar a linha de saída de uma BPV à garrafa com a salmoura e a linha de entrada à
garrafa com CO2. A pressão BPV foi fixada em 2000 psi.
15. Com todos os equipamentos interconectados formando um único sistema, foram
injetados os 45,53 mL de CO2 na garrafa de água do mar equilibrada.
16. Finalmente, colocar a garrafa de esfera flutuante que continha a salmoura e o CO2, em
um agitador pneumático (Figura 3.6), cobrir a garrafa com uma manta elétrica de
aquecimento e ajustar o controlador de temperatura para 80°C, e pressurizar
simultaneamente até atingir 8.500 psi (pressão de trabalho). Deixar agitando a pressão
constante por 24 horas para garantir a completa solubilização do CO2.
98
Figura A.10 Setup usado para carbonatar água do mar.
99
APÊNDICE B – EQUIPAMENTOS
Este apêndice é dedicado à apresentação de cada um dos equipamentos utilizados para
realizar a pesquisa.
B.1 Porta Testemunho (Coreholder)
O desenho do porta-testemunho usado durante os experimentos é apresentado na Figura
B.1. A fabricação e seleção de materiais do coreholder foram produto da análise prévia de
fatores como a natureza ácida da água carbonatada, compatibilidade com raios-x e as condições
experimentais usadas nos estudos de permeabilidade relativa bifásicos e trifásicos em estado
transiente e permanente. Um resumo da ficha técnica deste coreholder é apresentado Tabela
B.1. É importante salientar que o projeto do coreholder utilizado neste trabalho está em fase de
andamento da escrita da patente de produto
Figura B.1 Design do coreholder para os testes
Tabela B.1 Resumo ficha técnica do coreholder
Dimensões Diâmetro 106,6 mm
Comprimento 720 mm
Material Duraluminio 7075, Inox 316L e Ampco 18 ou 22
Fabricante JBV - usinagem Tecnologia
Diâmetro da amostra 38,1 mm (1,5”)
Comprimento da amostra até 420 mm
Pressão nominal 10000 psi
Temperatura nominal 130°C
100
A tampa da entrada (Figura B.2) dispõe de 5 orifícios que são descritos a seguir:
• Overburden (OB): é usado para pressurizar e/ou monitorar a pressão de confinamento
(overburden-OB), no entanto, nesta pesquisa, foi usada apenas para gerar o OB inicial
de 1500 psi e despois fechada com um tampão.
• Diferencial de Pressão: usado para conectar a face de entrada das amostras a um
transdutor de pressão diferencial.
• Entrada 1, Entrada 2 e Entrada 3: são entradas de fluido as quais permitiram a injeção
simultânea de 3 fluidos diferentes (em caso de ser necessário, por exemplo: estado
permanente para o sistema trifásico). Não obstante, durante o teste, apenas um fluido
foi injetado por vez; portanto, apenas uma dessas entradas foi usada. Além disso, outra
entrada foi adequada para medir a pressão absoluta na entrada do coreholder através de
um transdutor de pressão e a terceira entrada permaneceu fechada com a ajuda de uma
válvula.
NOTA: Na base da tampa de entrada encontra-se um difusor que ajuda na distribuição
homogênea dos fluidos injetados através da seção transversal das amostras no coreholder.
a.
b. c.
Figura B.2 Tampa de entrada. a-b. Vista superior - c. Vista da base
101
A tampa da saída do porta-testemunho (Figura B.3) dispõe de 4 orifícios:
• Saída: é o orifício de saída dos fluidos deslocados (produzidos)
• Diferencial de Pressão: usado para conectar a face de saída das amostras a um
transdutor de pressão diferencial (mesmo transdutor usado para a face de entrada).
• Overburden (OB): apenas 2 orifícios, um desses foi usado para pressurizar, controlar e
monitorar o OB. Enquanto o outro foi adequado para medir a pressão absoluta no OB
por meio de um transdutor de pressão.
NOTA: Outro difusor que contém a linha de saída de fluidos deslocados/produzidos está
localizado na tampa da saída.
a.
b. c.
Figura B.3 Tampa de saída. a-b. Vista superior - c. Vista da base
Por último, uma outra especificação que torna este coreholder é a implementação de
misturadores nas faces de entrada e saída da amostra para ajudar atenuar o efeito da segregação
gravitacional típica em deslocamentos bifásicos/trifásicos imiscíveis.
102
Os misturadores são cilindros metálicos e no seu interior estão contidos 5 discos do
mesmo material (Figura B.4), constituídos por múltiplos furos inclinados e difusão de 360º para
combinação dos fluidos. Da Figura B.5 à Figura B.8 mostram uma representação gráfica desses
misturadores.
b. c.
a. d. e.
Figura B.4 Tampa de entrada+misturador - b. Discos com caminhos projetados em zigzag - c.
Interior (vazio) do misturador - d. Misturador com discos - e. Misturador fechado
Figura B.5 Sistema difusor combinação de 3 fluídos de injeção.
103
Figura B.6 Sistema misturador com única
entrada forçando os fluídos a se unirem nesta
única entrada
Figura B.7 Sistema com 5 discos com furos
inclinados e difusão 360º para combinação
dos fluídos.
Figura B.8 Saída com sistema difusor para contato a
face da amostra
104
B.2 Transdutores de Pressão
Um transdutor de pressão é um dispositivo que converte uma pressão aplicada em um
sinal elétrico mensurável, o qual permite, controlar e monitorar a pressão do sistema. No
aparato experimental foram usados dois tipos: (1) um transdutor de pressão diferencial
Rosemount 3051 SHP (Figura B.9) da Emerson para medir o diferencial de pressão entre as
faces de entrada e saída do composite core, fundamental para o levantamento das curvas de
permeabilidade relativa e (2) dois transdutores nVision Reference Recorder (Figura B.10) da
Ametek monitorando as pressões de entrada e saída dos fluidos do coreholder e do OB.
Figura B.9 Transdutor diferencial de
pressão Rosemount 3051 SHP
Figura B.10 Transdutor de pressão nVision
Reference Recorder
105
B.3 Bombas de deslocamento positivo de alta pressão
Nesta seção serão descritas as bombas que foram utilizadas durante a preparação dos
fluidos e durante o teste de deslocamento.
B.3.1 Bomba “DBR” Schlumberger
Uma bomba DBR da Schlumberger (Figura B.11), foi usada durante todos os testes de
deslocamento de fluidos. A bomba DBR é composta por um arranjo de cilindro e pistão,
funciona em dois modos de operação (pressão constante ou fluxo constante). As especificações
técnicas incluem uma pressão operacional máxima de 20.000 psi, volume total da bomba de
500 mL e uma resolução de volume de 0,005 mL.
Figura B.11 Bomba DBR de deslocamento positivo.
B.3.2 Bomba pistão P25SFXP1
Esta bomba da Scientific Systems, Inc. (SSI) foi usada durante o processo de filtração
do óleo. Este tipo de bomba é projetada especificamente para processo/medição a alta pressão.
Além disso, são bombas pistão de duas cabeças com servomotores, acionamentos por correia e
106
câmeras excêntricas confiáveis e oferecem vazões muito precisas de até 300 mL/min, com
pressões de até 10.000 psi (Figura B.12)
Figura B.12 Bomba P25SFXP1 de deslocamento positivo.
B.3.3 Bomba de vácuo TRIVAC D16B
A bomba de vácuo é um dispositivo destinado a remover os gases do interior de um
volume selado, onde é necessário reduzir a pressão interna do sistema, geralmente para valores
abaixo da pressão atmosférica. A TRIVAC D16B da Oerlikon Leybold foi utilizada para
remover as moléculas de gás das amostras com a finalidade de garantir uma melhor saturação
no momento em que os fluidos estão em contato com a rocha. Além disso, a bomba foi usada
na etapa que envolve a preparação de salmoura para remover o ar.
As TRIVAC D16B são bombas de vácuo vedadas a óleo e o funcionamento é baseado
no princípio da válvula rotativa. O óleo injetado na câmara da bomba é usado para vedar,
lubrificar e resfriar. O corpo da bomba é composto de peças individuais sem elementos de
vedação. Eles são fixos para garantir fácil desmontagem e montagem. Suas especificações
técnicas incluem velocidade de sucção de 16 m3/h e limite de pressão da ordem de <= 1x10-4
(Figura B.13).
107
Figura B.13 Bomba de vácuo TRIVAC D16B
B.3.4 Garrafas
As garrafas (Figura B.14) são os recipientes usados para armazenar e/ou preparar os
diferentes fluidos que serão usados durante o teste. Existem diferentes configurações com
diferentes capacidades (mL) e geralmente são cilindros de alumínio ou aço com um pistão
interno. O pistão (êmbolo flutuante) separa o fluido hidráulico usado pela bomba de
deslocamento positivo do fluido a ser injetado nas amostras.
Figura B.14 Garrafa com pistão flutuante
108
Para a preparação do óleo vivo e a água carbonatada, foram utilizadas garrafas com uma
esfera flutuante (Figura B.15) que promovem melhor solubilização do gás no líquido durante a
fase de agitação pneumática.
Figura B.15 Esfera flutuante de alumínio
B.3.5 Válvula de Contra Pressão (Back Pressure Valve - BPV)
Uma válvula de contrapressão (Back Pressure Valve - BPV) é um dispositivo que
mantém uma pressão definida (em sua própria entrada). Quando a pressão do fluido excede o
ponto de ajuste, a válvula se abre para aliviar o excesso de pressão.
Na configuração experimental, foram utilizadas BPVs cujas presssões de trabalho foram
8.500 psi e a uma temperatura de 80°C. A configuração básica pode ser observada na Figura
B.16 e consiste em 2 câmaras separadas por uma membrana/diafragma. Seu princípio de
operação é simples e baseado no balanço de pressão. Assim, a câmara superior é carregada com
nitrogênio ou um gás compressível a uma pressão específica (neste caso, 8500 psi), quando a
pressão de fluxo é menor do que a pressão dessa câmara, o diafragma veda. Para alcançar o
fluido de produção, a pressão de fluxo precisa exceder a pressão da câmara superior gerada pelo
nitrogênio no diafragma, empurrando-o e flexionando-o, causando o que é conhecido como
abertura da BPV, permitindo que ocorra a produção do fluido.
109
Figura B.16 Válvula de contrapressão (Back Pressure Valve - BPV)
B.3.6 Separador Vertical Bifásico Líquido-Líquido
O separador vertical bifásico líquido-líquido (Figura B.17) é um recipiente em que os
líquidos de produção são acumulados, medidos e monitorados. Sua operação é uma função da
"separação por gravidade", onde as duas fases líquidas imiscíveis são separadas dentro do
recipiente pelas diferenças na densidade de líquidos.
As diferenças nas densidades dos dois líquidos fazem com que as gotas subam ou caiam.
Quanto maior a diferença de densidades, mais fácil será a separação. As gotas ascendentes (ou
descendentes) são retardadas pelas forças de atrito dos efeitos viscosos do líquido oposto.
Também deve ser fornecido um tempo de retenção suficiente no separador para permitir a
separação por gravidade.
Para medir a produção de óleo e água carbonatada nas condições do reservatório e evitar
a separação de gás de cada fase, foi necessário um equipamento de separação capaz de trabalhar
em alta pressão e temperatura. Para isso, foi utilizado o separador proposto por Klinger (2018)
e fabricado pela JBV, este equipamento pode operar sob condições extremas de pressão e
temperatura (10.000 psi e 124°C) e tem capacidade para 100 mL.
110
Figura B.17 Separador Vertical Bifásico Líquido-Líquido
B.3.7 Controladores de Temperatura
Devido às condições operacionais exigidas para os ensaios (condições de pressão e
temperatura do reservatório), a temperatura foi alcançada por meio da utilização de mantas
térmicas e resistências elétricas, e monitorada e controlada por controladores de temperatura.
Na Figura B.18 pode-se observar as garrafas, o coreholder e o separador aquecidos por
mantas, linhas e BPVs com resistências elétricas, bem como os dispositivos usados para
controlar a temperatura
Figura B.18 Sistema de controle de temperatura.
111
B.3.8 Porosímetro a gás
A porosidade foi medida usando um porosímetro UltraPore 300 da empresa Core Lab
(Figura 3.20). Seu princípio operacional é baseado na Lei de Boyle-Mariotte usando expansão
de gás nitrogênio. Pode ser utilizado seu mini-coreholder pré-instalado de 1½-in de diâmetro e
3-in de comprimento ou, caso a amostra tenha um comprimento maior, permite a adaptação de
um porta testemunho externo. Além disso, dependendo da configuração do coreholder usado,
o sistema pode ser usado no modo de medição de volume de grãos (mini-coreholder pré-
instalado) ou volume de poros (coreholder externo).
O nitrogênio é confinado a uma pressão conhecida e a queda de pressão mede o volume
do sólido (amostra). A densidade do grão é calculada a partir da massa seca da amostra e do
volume do sólido. Então, conhecendo o volume total da amostra e o volume da parte sólida
dela, a porosidade é calculada.
B.3.9 Permeabilímetro a gás
A permeabilidade ao gás foi obtida com o permeabilímetro digital Ultraperm-500
(Figura B.19) da Core Lab. O porosímetro tem duas opções de medição, (1) onde a amostra é
montada em um dos suportes do tipo Hassler pré-instalados para amostras de 1-in e 1 ½-in e
(2) a amostra é montada em um coreholder externo quando seu comprimento for maior que o
dos suportes do tipo Hassler (<15 cm). O funcionamento consiste na injeção do gás (nitrogênio)
e este flui através da amostra de rocha até que o estado estacionário seja estabelecido. A
diferença de pressão entre as extremidades a montante e a jusante do suporte Hasseler ou
coreholder externo é obtida a partir de uma série de transdutores de pressão. Além disso, a
vazão através da amostra é obtida nos medidores de fluxo instalados na linha de vazão. Uma
vez medida a queda de pressão, a permeabilidade é calculada usando a Lei de Darcy. O
equipamento tem capacidade para medir permeabilidades entre 0,01 mD e 10000 mD.
112
Figura B.19 Porosímetro UltraPore 300 e Permeabilímetro Ultra-pore 500.
113
APÊNDICE C – FICHA DE INFORMAÇÕES DE SEGURANÇA DE
TETRAHIDROFURANO
FICHA DE INFORMAÇÕES DE SEGURANÇA DE PRODUTOS QUÍMICOS
Nome do Produto: TETRAHIDROFURANO Página: 1/4 Data da última revisão: 25/04/2017
Av. Dr. Ulysses Guimarães, 3857 - Vila Mary - Diadema - SP - CEP 09990-090 – Tel. (11) 4072-6100 - CNPJ 51.462.471/0001-52 - IE 286.056.465.111
Site : www.labsynth.com.br e-mail : [email protected]
1- Identificação do produto e da empresa
- Nome do produto: TETRAHIDROFURANO
- Código interno de identificação do produto: T1008
- Principais usos recomendados para a substância: Análises químicas, solvente
- Nome da empresa: Labsynth Produtos para Laboratórios Ltda
- Endereço: Av. Dr. Ulysses Guimarães, 3.857 – Vila Mary – Diadema - SP
- Telefone para contato: (11) 4072-6100
- Telefone para emergências: (11) 4072-6100
- Fax: (11) 4072-6122
- E-mail: [email protected]
2- Identificação de perigos
2.1 - Classificação da substância (de acordo com a ABNT NBR 14725-2):
Inflamável, Categoria 2
2.2 - Elementos de rotulagem (de acordo com a ABNT NBR 14725-2)
Pictogramas de risco
Palavras de advertência: Perigo
Frase de perigo: H225 – Líquido e vapores altamente inflamáveis
Frases de precaução: P210 – Mantenha afastado do calor / faíscas / superfícies quentes. Não fume. P233 – Mantenha o recipiente hermeticamente fechado P240 – Aterre o vaso contentor e o receptor do produto durante transferências P241 – Utilize equipamento de ventilação P242 – Utilize apenas ferramentas antifaiscantes P243 – Evite o acúmulo de cargas eletrostáticas P280 – Use equipamentos de proteção individual P303+P361+P353 – Em caso de contato com a pele: retire imediatamente toda a roupa contaminada. Enxágue a pele com a água P370+P378 – Em caso de incêndio: Para a extinção utilize: CO2, espuma P403 + P235 – Armazene em local bem ventilado. Mantenha em local fresco P501 – Descarte o conteúdo / recipiente em instalação aprovada de destruição de resíduos
2.3 - Outros Perigos que não resultam em uma classificação: Não disponível
3- Composição e informações sobre os ingredientes
3.1 - Substância:
- Nome químico ou comum: Tetrahidrofurano
- Sinônimo: Não disponível
- Número de registro CAS: 109-99-9
- Impurezas que contribuam para o perigo: Não disponível
4- Medidas de primeiros socorros
114
4.1 - Medidas de primeiros socorros:
- Inalação: Remover para local ventilado. - Contato com a pele: Lavar abundantemente com água corrente. Retirar as roupas contaminadas. - Contato com os olhos: Lavar abundantemente com água corrente, por 15 min.. Procurar um oftalmologista - Ingestão: Beber muita água, provocar o vômito. Procurar auxílio médico
4.2 - Sintomas e efeitos mais importantes: Pode causar irritação nos olhos, na pele, no tratoi gastrointestinal e nas vias respiratórias
4.3 - Notas para o médico: Tratamento sintomático. Não há antídoto específico. Direcionar o tratamento de acordo com os sintomas e condições clínicas do paciente.
5- Medidas de combate a incêndio
5.1 - Meios de extinção: Espuma, pó, água
5.2 - Perigos específicos da substância: Não disponível
5.3 - Medidas de proteção da equipe de combate a incêndio: Utilizar equipamento de proteção individual e equipamento de proteção respiratória autônoma
6- Medidas de controle para derramamento ou vazamento
6.1 - Precauções pessoais, equipamento de proteção e procedimentos de emergência
6.1.1 - Para o pessoal que não faz parte dos serviços de emergência: Evitar o contato com o produto. Não inalar os vapores.
6.1.2- Para o pessoal do serviço de emergência: Utilizar equipamento de proteção individual e equipamento de proteção respiratória autônoma
6.2 - Precaução ao meio ambiente: Não enviar o produto para redes de águas residuais
6.3 - Métodos e materiais para a contenção e limpeza: Absorver com agente higroscópico. Recolher o resíduo para limpeza posterior.
7- Manuseio e armazenamento
7.1 - Precauções para o manuseio seguro: Manipular o produto respeitando as regras gerais de segurança
7.2 - Condições de armazenamento seguro, incluindo qualquer incompatibilidade: Manter as embalagens bem fechadas, local seco e limpo. Temperatura ambiente. Afastar de fontes de ignição.
8- Controle de exposição e proteção individual
8.1 - Parâmetros de controle: Limites de Exposição TLV - ACGIH: TWA: 50 ppm / STEL: 100 ppm
8.2 - Medidas de controle de engenharia: Utilização dos EPI’s recomendados durante o manuseio do produto, prover exaustão dos vapores na sua fonte de emissão, bem como a ventilação geral dos locais.
8.3 - Medidas de proteção pessoal:
- Proteção dos olhos/face: Óculos de segurança
- Proteção da pele: Luvas de proteção
- Proteção respiratória: Máscara para solventes
- Perigos térmicos: Não disponível
9- Propriedades físico-químicas
- Aspecto: Líquido, incolor
115
- Odor: a éter
- pH: Não disponível
- Ponto de fusão/ponto de congelamento: - 108,5ºC
- Ponto de ebulição inicial: 65 - 66ºC
- Ponto de fulgor: Não disponível
- Taxa de evaporação: Não disponível
- Inflamabilidade: 21,5ºC
- Limite inferior/superior de explosividade: 1,5 – 12,4% v
- Pressão de vapor: 173 hPa / 20ºC
- Densidade de vapor: 2,5
- Densidade: 0,890
- Solubilidade: em água : solúvel / em solventes orgânicos: solúvel
- Coeficiente de partição – n-octanol/água: Não disponível
- Temperatura de auto-ignição: 215ºC
- Temperatura de decomposição: Não disponível
- Viscosidade: Não disponível
10- Estabilidade e reatividade
10.1 - Estabilidade química: Estável
10.2 - Reatividade: Não disponível
10.3 - Possibilidade de reações perigosas: Não disponível
10.4 - Condições a serem evitadas: Fontes diretas de calor
10.5 - Materiais incompatíveis: Hidretos, agentes oxidantes
10.6 - Produtos perigosos da decomposição: Peróxidos
11- Informações toxicológicas
- Toxicidade aguda: DL50 (oral, rato): 1650 mg/kg / LC50 (inalação, rato): 53,9 mg / l / 4 h
- Corrosão / irritação da pele: Irritação da pele
- Lesões oculares graves / irritação ocular: Irritação
- Sensibilização respiratória ou à pele: Irritação
- Mutagenicidade em células germinativas: Não disponível
- Carcinogenicidade: Não disponível
- Toxicidade à reprodução: Não disponível
-Toxicidade para órgãos - alvo específico – exposição única: Não disponível
-Toxicidade para órgãos - alvo específico – exposição repetida: Não disponível
- Perigo por aspiração: Não disponível
116
Os dados aqui contidos, são fornecidos com boa fé e a título orientativo, baseados em literaturas correntes e conceituadas (referidas no informativo, sempre que possível ou quando solicitadas). Apesar de serem dignas de confiança, não podemos nos responsabilizar pela sua exatidão. Recomendamos, sejam feitas as devidas avaliações pelo usuário.
12- Informações ecológicas
12.1 - Ecotoxicidade: Efeitos ecológicos: Toxicidade em peixes: P.promelas LC50: 2160 mg/l/96 h (em água doce)
12.2 - Persistência e degradabilidade: Biodegradação: 39% / 28 d. Não facilmente biodegradável
12.3 - Potencial bioacumulativo: Não se prevê qualquer bio acumulação.
12.4 - Mobilidade no solo: O produto infiltra-se facilmente no solo
12.5 - Outros efeitos adversos: Não disponível
13- Considerações sobre tratamento e disposição
13.1 - Métodos recomendados para destinação final:
- Produto: Seguir as normas locais do controle do meio ambiente ou incinerar
- Restos de produtos: Recolher e armazenar adequadamente o produto derramado para posterior reutilização ou incineração
- Embalagem usada: Devem ser eliminadas de acordo com as normas locais do controle do meio ambiente ou incinerar.
14- Informações sobre transporte
14.1 - Regulamentações nacionais e internacionais:
- Terrestre: Agência Nacional de Transporte Terrestre (ANTT) - Marítimo: Código IMDG: 2056 - Aéreo: Código IATA: 2056
14.2 - Para produto classificado como perigoso para o transporte:
- Número ONU: 2056 - Nome apropriado para embarque: TETRAHIDROFURANO - Classe/subclasse de risco principal e subsidiário: 3 - Número de risco: 33 - Grupo de embalagem: II - Perigo ao meio ambiente: O produto infiltra-se facilmente no solo
15- Informações sobre regulamentações
15.1 - Regulamentações específicas de segurança, saúde e meio ambiente para o produto químico:
- Produto controlado pela Polícia Federal e pela Secretaria Segurança Pública
- Produto Inflamável
16- Outras informações
Merck Index, 12ª ed., Nº 9351