universidade federal rural do semi-Árido campus angicos departamento de ciÊncias...
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UNIVERSIDADE FEDERAL RURAL DO SEMI-ÁRIDO
CAMPUS ANGICOS
DEPARTAMENTO DE CIÊNCIAS EXATAS,TECNOLÓGICAS E
HUMANAS - DCETH
CURSO DE BACHARELADO EM CIÊNCIA E TECNOLOGIA
FAYRUZY COSTA PAIVA
RECUPERAÇÃO AVANÇADA DE RESERVATÓRIOS: APLICAÇÃO DE
TENSOATIVOS
ANGICOS-RN
2013
1
FAYRUZY COSTA PAIVA
RECUPERAÇÃO AVANÇADA DE RESERVATÓRIOS: APLICAÇÃO DE
TENSOATIVOS
Monografia apresentada a Universidade
Federal Rural do Semi-Árido – UFERSA,
Campus Angicos para a obtenção do título de
Bacharel em Ciência e Tecnologia.
Orientadora: Profa. Ma. Núbia Alves de Souza
Nogueira – UFERSA
Co-orientadora: Profa. Ma. Andréa Galindo
Carneiro Rosal- UFRPE
ANGICOS-RN
2013
2
3
Ao meu pai Vércio de Oliveira Paiva (in
memorian), pois foi alguém que me deu um
grande exemplo de força, coragem, trabalho e
dedicação, me ensinado a correr sempre atrás
dos meus sonhos, não me deixando abater
diante dos obstáculos. Sou grata a Deus por ter
me concedido a graça de ser sua filha.
A Antônio Elenilson da Silvameu noivo,
alguém que me deu todo o seu apoio durante
essa jornada. Pessoa de coração gigantesco o
qual admiro demais, símbolo de caráter e
honestidade. Sou grata a Deus por ter me
concedido a graça de ser sua companheira.
A Thayany Costa Paiva, minha irmã, minha
melhor amiga, uma menina enviada por Deus,
que carrega junto de si muita sinceridade,
amor e humildade em seu coração, e por isso
sou grata a Deus por ter o privilégio de ser sua
irmã.
A SumayaLuna de Aguiar, minha melhor
amiga, companheira de todas as horas, pessoa
que me deu mais força no caminhar dessa
minha vida acadêmica e a ela hoje sou grata
por essa conquista, sendo ela uma fonte de
exemplo e inspiração.
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AGRADECIMENTOS
Primeiramente agradeço a Deus, aquele que me concedeu o maior dos presentes, “Viver”. Por
ser tão presente em minha vida me dando força sempre e me encorajando em todas as
situações. Obrigada, senhor, por ter sido meu melhor e maior amigo nesta caminhada, por ter
segurado a minha mão nos momentos em que achei que fraquejaria, por ter provido todas as
coisas nas horas mais assertivas, e principalmente por ter colocado anjos amigos em minha
vida que foram a ferramenta principal de sua ação em minha vida. Obrigada não apenas por
ter estado presente nas etapas desta graduação, mas em cada momento da minha vida.
Aos meus pais, Vércio de Oliveira Paiva (In memoriam)e Silvana Costa Paiva, que foram os
escolhidos por Deus para me conceder a vida, por terem me dado exemplos de trabalho,
dedicação e honestidade, e principalmente por terem me ensinado a amar a Deus acima de
todas as coisas, pois foi através deste ensinamento que consegui ultrapassar todos os
obstáculos que encontrei nesta caminhada para chegar até aqui. Por eles tenho amor
incondicional e agradeço a Deus por tê-los como meus pais.
Em especial a minha irmã Thayany Costa Paiva, por simplesmente ser a melhor irmã do
mundo, um presente de Deus em minha vida. Obrigada, amiga, por me dar a segurança de
saber que posso contar com você em todos os momentos, tanto bons quanto ruins. Agradeço
também por sempre ter me dado força, carinho, amor e apoio, para que assim eu conseguisse
ultrapassar os obstáculos que surgiam durante esta minha caminhada. Obrigada por ter
sonhado com a realização deste sonho junto comigo, por suas orações, e por toda a
preocupação. Irmã ao qual devo muito carinho e gratidão, e a quem ofereço a conquista desta
minha graduação.
A minha Titia, Valnizia de Oliveira Paiva, por sempre ter sido bem mais que uma tia, muitas
vezes ocupando o lugar de mãe, tanto em minha vida quanto de minhas irmãs, sendo
simplesmente a melhor tia, revestindo sempre minha vida de amor, carinho, cuidado e
dedicação, obrigada por todo o afeto que dedicou a mim. Você sempre foi minha melhor
professora, me dando exemplos pra que eu me tornasse quem sou hoje. Obrigada, titia, por
sempre acreditar em mim e em meu sonho, dando total confiança a ele. Por todas as orações a
Deus, e saiba sempre que esta vitória também é sua.
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Ao meu noivo, Antônio Elenilson da Silva, por ser um companheiro. Por ter estado ao meu
lado quando eu mais precisei, por ter enfrentando tantas dificuldades comigo, me encorajando
e me dando sempre razões pra que pudesse continuar, por toda sua compreensão, paciência e
ativa participação durante o processo de elaboração deste trabalho. Além de namorado é meu
melhor amigo, alguém que me percebe, me ampara, me protege e me escuta. A você dedico à
conquista desta minha graduação, pois você foi um dos maiores colaboradores para a
realização deste sonho. Obrigada por todo o cuidado que tens por mim.
A minha grande amiga, Sumaya Luna de Aguiar. A esta não existe palavras que possam
descrever o amor, o carinho e a admiração que sinto. Amiga que há muito tempo deixou de
ocupar esse lugar, pois tornou-se uma irmã. A você dedico à conquista dessa minha
graduação, pois foi você amiga que sonhou com essa realização junto comigo, muitas vezes
chorou ao meu lado, e viveu as minhas dores, se doou de forma incansável para que nada me
faltasse, como uma mãe que se preocupa com o filho. Com você conheci a força de uma
verdadeira amizade, e posso dizer com toda sinceridade que sem você, não teria sido possível.
A minha querida orientadora, professora Ma. Núbia Alves de Souza Nogueira, por sua
orientação e comprometimento durante o caminhar deste trabalho, por toda sua paciência,
compreensão, dedicação, incentivo e afeto. Sempre assumindo o papel de orientadora e
amiga, sendo uma pessoa fonte de admiração e modelo de inspiração pessoal e profissional a
seguir. Obrigada professora Núbia, por todo o conhecimento transmitido, todas as palavras de
força que me destes e por tantas vezes ter se preocupado e acreditado em mim quando fui sua
aluna. Você é alguém que ao passar conhecimento, transmite o verdadeiro significado da
palavra “professor”, pois cada gesto seu em sala de aula, mostra o amor que tem a cada um de
seus alunos e principalmente a sua profissão. És também uma mãe capaz, pois apesar das
dificuldades consegue conciliar todas as coisas estando sempre presente no seio do teu lar. A
você meus agradecimentos e infinda admiração.
A Andréa Galindo Carneiro Rosal pelo seu comprometimento, e dedicação no decorrer deste
trabalho, por demonstrar sempre tanta preocupação com seus alunos, sendo uma professora
alvo de grande admiração, e modelo a ser seguido.
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Ao meu querido e admirável professor da banca, Joselito Medeiros Freitas Cavalcante
por ter aceitado dar a sua contribuição para aperfeiçoamento deste trabalho. É um professores
pelo qual tenho grande admiração, por ser uma pessoa espetacular, amiga e verdadeira. Sendo
alguém de difícil descrição por possuir infinitas virtudes.
Ao professor da banca, Leonardo Magalhães Xavier Silva, por sua disposição em aceitar
participar da banca, e assim poder dar a sua contribuição para o aperfeiçoamento deste
trabalho.
A todos os professores da UFERSA que contribuíram na minha formação acadêmica, por
estarem sempre dispostos e comprometidos a nos transmitir seus conhecimentos de forma
incansável. Reconheço que a minha formação é resultado de seus esforços, e que sem vocês a
realização deste sonho não se concretizaria. A vocês a minha gratidão e eternos
agradecimentos, pois vocês são a base desta conquista.
Aos meus grandes amigos, Marcela Alencar, Rossana Sampayo, Aline Oliveira, Diego
Dantas, Mariele Lopes, Maílla Lopes, Izaac Braga, Aldy Nestor. Durante o caminhar desses
três anos, encontrei verdadeiros amigos com os quais compartilhei alegrias, conhecimentos,
tristezas, experiências e finalmente pude aprender com cada um deles o significado de uma
verdadeira amizade. Pois cada um deles puderam dar a sua contribuição para que eu
conseguisse ter essa conquista em minha vida. Amigos, não tenho palavras para expressar a
gratidão que sinto por ter vocês como amigos, tenho muita sorte, pois amigos assim são raros.
Vocês muitas vezes choraram comigo, e me ajudaram quando precisei. Cada um de vocês
foram anjos enviados por Deus para me dar o apoio de que precisei. Cada um de uma forma
diferente, porém não menos importante. Agradeço ainda pela enorme paciência que tiveram
comigo, e por todo o companheirismo. A vocês os meus sinceros agradecimentos.
A todos os meus amigos (as), que de uma forma ou de outra me apoiaram e desejaram o meu
sucesso, agradeço muito por acreditarem nesta realização.
A todos sou imensamente grata.
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“Pode faltar tudo na minha vida, só não pode
faltar Deus, porquê se faltar Deus eu não serei
capaz de correr atrás daquilo que me falta.
(Fábio de Melo)
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RESUMO
As propriedades físico-químicas do petróleo se modificam com o passar do tempo,
causando uma redução na produção dos reservatórios, visando manter a capacidade de
produção são aplicados métodos de recuperação. Os métodos de recuperação consistem na
injeção de fluidos na rocha-reservatório visando deslocar o óleo para fora dos poros da rocha.
Petróleo com alta viscosidade, elevadas tensões interfaciais fluido/óleo não são extraídos com
aplicação dos métodos convencionais de recuperação, o que justifica o uso de métodos
específicos. Esse trabalho apresenta uma revisão bibliográfica sobre o comportamento do
petróleo nas rochas reservatório e as propriedades que influenciam na extração desse óleo.
Outro fator estudado foram os métodos não convencionais utilizados na recuperação do
petróleo, com ênfase no método químico que utiliza tensoativos no processo de extração, o
qual possibilita a redução das tensões interfaciais água/óleo, ampliando a eficiência de
deslocamento. Estes resultados foram obtidos a partir da análise de experimentos com
aplicações de tensoativos realizados por diferentes autores que classificaram o uso do método
como boa alternativa para deslocamento de óleos em rocha reservatório.
Palavras-chave: Reservatórios. Petróleo. Recuperação Avançada. Tensoativos.
9
LISTA DE FIGURAS
Figura 1 - Processo de formação do petróleo ........................................................................... 19
Figura 2 - Estrutura de um reservatório de petróleo ................................................................ 20
Figura 3 - Disposição dos poros isolados e interconectados em rocha ................................... 21
Figura 4 – Relações entre porosidade e permeabilidade ......................................................... 24
Figura 5 – Rocha molhada por água ......................................................................................... 26
Figura 6 - Molhabilidade do sistema óleo-água- rocha ............................................................ 27
Figura 7 –Estrutura da molécula anfifílica ............................................................................... 28
Figura 8- Diversas estruturas dos tensoativos .......................................................................... 31
Figura 9 – Tensão superficial da água ...................................................................................... 32
Figura 10 – Forças atuantes nas moléculas de um fluido ......................................................... 32
Figura 11 – Tubo capilar utilizado para mostrar um método de medida da tensão superficial.
.................................................................................................................................................. 34
Figura 12 – Processo de formação de micelas .......................................................................... 35
Figura 13 - Ilustração da ocorrência do ponto de Kraft. ........................................................... 35
Figura 14 - Reservatório com mecanismo de gás em solução .................................................. 37
Figura 15 – Formação da capa de gás em reservatórios de petróleo ........................................ 38
Figura 16 - Reservatório com aqüífero subjacente com mecanismo de influxo de água. ........ 40
Figura 17 - Reservatório com aqüífero e capa de gás ............................................................... 41
Figura 18 - Sistema de injeção de microemulsão.......................................................................46
10
LISTA DE TABELAS
Tabela 1 – Análise elementar do óleo cru típico (% em massa) .............................................. 16
Tabela 2 – Composição química de um petróleo típico .......................................................... 17
Tabela 3 – Frações típicas do petróleo .................................................................................... 18
11
LISTA DE EQUAÇÕES
Equação 1- Porosidade ............................................................................................................ 22
Equação 2- Volume total da rocha .......................................................................................... 22
Equação 3- Saturação de um fluido ......................................................................................... 23
Equação 4- Percentual da saturação do fluido ......................................................................... 23
Equação 5- Saturação de óleo .................................................................................................. 23
Equação 6- Saturação de água ................................................................................................. 23
Equação 7- Saturação de gás ................................................................................................... 23
Equação 8- Saturação total ...................................................................................................... 24
Equação 9- Permeabilidade relativa ao óleo............................................................................ 25
Equação 10- Permeabilidade relativa ao gás ........................................................................... 25
Equação 11- Permeabilidade a água ........................................................................................ 25
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LISTA DE SIMBOLOS
Porosidade
Volume poroso ou de vazios
Volume total da rocha
Volume de materiais sólidos (grãos, matriz, cimento)
Saturação do fluido
Volume do fluido
Saturação de óleo
Saturação de água
Saturações de gás
K Permeabilidade Absoluta
Permeabilidade Relativa ao Óleo
Permeabilidade Relativa ao Gás
Permeabilidade Relativa à Água
Tensão interfacial entre o sólido e a fase oleosa
Tensão interfacial entre o sólido e a fase aquosa
Tensão interfacial entre as fases oleosa e aquosa
Θ Ângulo de contato
13
SUMÁRIO
1. INTRODUÇÃO .................................................................................................................. 14
2 ASPECTOS TEÓRICOS ................................................................................................... 16
2.1 PETRÓLEO: DEFINIÇÃO E COMPOSIÇÃO ................................................................ 16
2.1.1 Origem do petróleo .......................................................................................................... 18
2.2 PROPRIEDADES DAS ROCHAS E FLUIDOS ............................................................... 20
2.2.1Porosidade ..................................................................................................................... 20
2.2.2 Saturação .................................................................................................................... 22
2.2.3 Permeabilidade (K) .................................................................................................... 23
2.2.4 Molhabilidade .................................................................................................................. 25
2.3 TENSOATIVO ................................................................................................................... 27
2.3.1 Classificação química dos tensoativos ............................................................................ 28
2.3.2 Principais propriedades dos tensoativos .......................................................................... 30
2.4 MECANISMOS DE PRODUÇÃO DE RESERVATÓRIOS ............................................ 34
2.4.1 Mecanismo de gás em solução ........................................................................................ 35
2.4.2 Mecanismo de capa de gás .............................................................................................. 36
2.4.3 Mecanismo de Influxo de água ........................................................................................ 37
2.4.4Mecanismo combinado ..................................................................................................... 38
3 METODOLOGIA ................................................................................................................ 40
4 RESULTADOS E DISCUSSÃO ........................................................................................ 41
4.1 MÉTODOS DE RECUPERAÇÃO DE RESERVATÓRIOS DE PETRÓLEO ................ 41
4.1.1 Métodos convencionais de recuperação .......................................................................... 42
4.1.2 Métodos de recuperação avançada de reservatórios de petróleo ............................... 42
4.2 APLICAÇÃO DE TENSOATIVOS NA RECUPERAÇÃO AVANÇADA DE
RESERVATÓRIOS ................................................................................................................. 45
5 CONCLUSÃO ...................................................................................................................... 48
REFERÊNCIAS ..................................................................................................................... 49
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1. INTRODUÇÃO
Segundo Voltatoni (2012) o petróleo é uma das principais matérias-primas
energéticasdo planeta, sendo uma importante fonte de recursos em muitos países. É um
recurso não renovável e com o progressivo aumento da demanda energética mundial faz-se
necessário o aprimoramento das técnicas de produção, pois a maior parte do petróleo existente
nas jazidas do planeta não pode ser extraída de maneira economicamente viável.
As tecnologias existentes atualmente não permitem a extração completa do óleo
presente no subsolo; por isso Voltatoni (2012) afirma que a indústria petrolífera tem se
preocupado bastante com o desenvolvimento de técnicas que viabilizem a captação desse
óleo, de forma eficiente e sem onerar o processo.
Ao longo do tempo, a produção de petróleo em um reservatório decai; isso ocorre
devido às mudanças das propriedades físico-químicas do óleo, quedas de pressão, ou até
mesmo pela redução do volume de óleo no reservatório. Essas alterações dificultam o
escoamento do óleo do reservatório até o poço, tornando a produção cada vez mais escassa e
de alto custo. Por isto, o reservatório pode ser considerado inviável, mesmo que ainda
contenha 70% de seu óleo original. Por isso são desenvolvidas, tecnologias que permitam
melhorar o escoamento e reduzir os custos de operação a fim de obter um melhor
aproveitamento do óleo existente no reservatório (SANTOS, 2007).
De um modo geral, os métodos de recuperação existentes são os métodos
convencionais e os métodos especiais, e estes ultimos são os métodos químicos, os métodos
miscíveis, os métodos térmicos, entre outros (CURBELO, 2006).
É importante salientar que os métodos convencionais de recuperação se
tornamdesvantajosos, fornecendo baixas eficiências de deslocamento, quando o fluido
injetado não consegue retirar o óleo para fora dos poros da rocha devido às altas tensões
interfaciais. Para estes casos os métodos químicos, como a injeção de solução de tensoativos,
tornam-se muito vantajosos, visto que os tensoativos devido as suas propriedadesreduzem as
tensõesinterfaciais entre a água e o óleo, ampliando a eficiência de deslocamento e,
consequentemente, aumentando o fator de recuperação depetróleo (CURBELO, 2006).
Esse trabalho tem como objetivo apresentar os métodos não convencionais de
recuperação de petróleo, enfatizando os métodos químicos que utilizam tensoativos como
agentes de extração do óleo. Para essa análise foi desenvolvido uma revisão da literatura sobre
o comportamento do petróleo nas rochas reservatórias e as propriedades que influenciam o
15
processo de obtenção desse material, estudo e classificação dos tensoativos e as principais
propriedades para fundamentar a análise.
16
2 ASPECTOS TEÓRICOS
2.1 PETRÓLEO: DEFINIÇÃO E COMPOSIÇÃO
O petróleo é uma fonte de energia não renovável, que em seu estado líquido pode ser
definido como sendo uma substância oleosa, inflamável e menos densa que a água, com
cheiro específico e cor variando entre negro e castanho-claro (THOMAS, 2001). Também
chamado de óleo “cru” é constituído basicamente por uma mistura de compostos orgânicos,
os hidrocarbonetos, que apresentam em sua estrutura alta porcentagem de carbono e
hidrogênio. Embora a maioria dos constituintes do petróleo sejam os hidrocarbonetos, existem
outros componentes, tidos como impurezas, os mais encontrados são oxigênio, nitrogênio,
enxofre e metais, esses últimos são encontrados em pequenas quantidades na forma de sais de
ácidos orgânicos (VIEIRA, 2010). A Tabela 1 apresenta a análise elementar de um óleo cru.
Tabela 1- Análise elementar do óleo cru típico (% em massa)
Componente % em massa
Hidrogênio 11,00 - 14,00%
Carbono 83,00 – 87,00%
Enxofre 0,06 – 8,00%
Nitrogênio 0,11 – 1,70%
Oxigênio 0,10 – 2,00%
Metais Até 0,30%
Fonte: Thomas (2001, p.5).
O petróleo pode ser encontrado nos estados gasoso, líquido ou sólido a depender das
condições de pressão e temperatura a que esteja submetido e do tamanho das moléculas que o
compõe. Quando este apresenta uma maior quantidade de moléculas pequenas, seu estado
físico é gasoso sendo encontrado sob a forma de gás natural, quando a mistura contém
moléculas maiores seu estado físico é líquido, encontrado sob a forma de óleo cru, e quando
em seu estado sólido, é encontrado sob a forma de betume, porém este é mais raro (ROCHA,
2005).
A composição do petróleo está relacionada com as características do local de formação
e o processo natural ali desenvolvido, por isso os óleos obtidos de diferentes reservatórios
divergem em suas características, quanto à cor, viscosidade, podendo liberar pouco ou
17
nenhum gás, outros podem liberar grandes quantidades de gás ou até mesmo produzir
somente gás, no entanto, o que há em comum entre cada tipo de petróleo é o fato de todos
apresentarem análises elementares semelhantes (THOMAS, 2001).
O principal constituinte dos óleos são os hidrocarbonetos, estes podem ser saturados,
aromáticos, resinas e asfaltenos, porém quase não existem hidrocarbonetos aromáticos. Sendo
o maior grupo constituído por hidrocarbonetos saturados, formado por alcanos normais ou n-
parafinas, isoalcanos (isoparafinas) e cicloalcanos (naftenos). As parafinas podem ser do tipo
normal e ramificada que vão do metano até 45 átomos de carbono; as parafinas normais
podem variar de 3 a 35% da composição do petróleo, sendo o mais usual de 15% a 20%
(THOMAS, 2001). A Tabela 2 apresenta a composição química de um petróleo típico.
Tabela 2- Composição química de um petróleo típico
Componente
Fração
Parafinas normais
14%
Parafinas ramificadas 16%
Parafinas cíclicas (naftenicas)
30%
Aromáticos 30%
Resinas e asfaltenos 10%
Fonte: Thomas (2001, p.11).
De acordo com Thomas (2001) o petróleo possui grande quantidade de derivados
(Tabela 3), que são separados em frações segundo a faixa de temperatura de ebulição de seus
componentes.
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Tabela 3- Frações típicas do petróleo.
Fração Temperatura de
ebulição (°C)
Composição
aproximada Usos
Gás residualGás
liquefeito de
petróleo – GLP
___
Até 40
Gás combustível
Gás combustível
engarrafado, uso doméstico e
industrial
Gasolina 40 -175 Combustível de automóvel,
solvente
Querosene 175-235 Iluminação, combustível de
avião a jato
Gasóleo leve 235-305 Diesel, fornos
Gasóleo pesado 305-400 Combustível, matéria prima
para lubrificantes
Lubrificantes 400-510 Óleos lubrificantes
Resíduo Acima de 510 Asfalto, piche e
impermeabilizantes
Fonte: Thomas (2001, p. 5).
É necessário que o petróleo seja classificado de acordo com seus constituintes para
que se conheça a quantidade das diversas frações que podem ser obtidas, assim como sua
composição e propriedades físicas.
2.1.1 Origem do petróleo
Conforme Voltatoni (2012), o petróleo, que é um combustível fóssil, é formado a
partir da decomposição de matéria orgânica morta produzida pelo mar, tais como: restos
vegetais, algas, restos de animais marinhos e alguns tipos de plâncton, estes ao longo dos
anos, devido a fatores erosivos e movimentos da crosta terrestre, se acumulam no fundo de
mares e lagos e são recobertos por camadas sedimentares onde há pouco ou nenhum oxigênio,
a partir daí surgem às bacias sedimentares, resultantes do acúmulo destes sedimentos,
dependendo da forma como esse processo ocorre, há um acréscimo de pressão e de
temperatura dando ao ambiente condição apropriada para a formação do petróleo, Figura 1.
19
Figura 1- Processo de formação do petróleo
Fonte: Teixeira (2001 apud VOLTATONI, 2012, p. 5).
2.1.1.1 Migração do Petróleo
O petróleo não permanece nas rochas sedimentares onde foi formado, também
conhecida como rocha matriz ou rocha-mãe. A rocha matriz possui característica argilosa e
impermeável, que determina a migração do petróleo para as rochas reservatório, que são
muito porosas, e oferecem vacâncias para a acomodação do óleo, a este processo dá-se o
nome de migração primária. O petróleo possui densidade menor que a água existente nos
poros da rocha reservatório, o que favorece à migração do petróleo em direção à superfície.
Quando nesse percurso existe uma armadilha geológica, que é uma rocha impermeável
também conhecida como rocha capeadora, ali será gerado um reservatório de petróleo, a este
tipo de migração dá-se o nome de migração secundária. Caso isso não ocorra o petróleo irá
continuar migrando até a superfície em busca de zonas de menor pressão onde será oxidado
ou degradado por microorganismos (GOMES; ALVES, 2007 apud VOLTATONI, 2012). A
Figura 2 apresenta a estrutura de um reservatório de petróleo.
Figura 2- Estrutura de um reservatório de petróleo
Fonte: Teixeira (et al. 2000 apud CASTRO 2012).
20
2.1.1.2 Rocha Reservatório
Rocha (2005) afirma que após ter sido gerado o petróleo migra, e ocupa os espaços
vazios de uma rocha denominada rocha reservatório, esta rocha pode ser de qualquer origem
ou natureza, no entanto para que seja caracterizada como uma rocha reservatório deve
apresentar alta porosidade.
Rocha (2005) afirma ainda que os poros da rocha devam estar ligados entre si de modo
que permita a troca de fluidos ao longo do reservatório e conduto de migração conferindo-lhe
uma maior permeabilidade. Uma rocha reservatório é formada de grãos minerais com poros
entre estes grãos, onde o petróleo fica alojado, estes grãos estão conectados uns aos outros por
um material denominado cimento, existe ainda um material fino presente entre esses grãos,
denominado matriz. Sendo assim, uma rocha reservatório deve ser permeável e apresentar
poros que devem acomodar em seu interior gás, óleo e água.
Alguns exemplos de rochas reservatório são os arenitos, os calcarenitos e todas as
rochas sedimentares que apresentem porosidade intergranular e que sejam permeáveis. Porém
algumas rochas argilosas (folhelhos) e alguns carbonatos podem formar reservatórios caso
estejam naturalmente fraturados (THOMAS, 2001).
2.2 PROPRIEDADES DAS ROCHAS E FLUIDOS
É fundamental que se estude e conheça as propriedades das rochas que formam o
reservatório de petróleo, visto que estas podem determinar quanto de fluido existe no meio
poroso, sua distribuição e capacidade de movimentação, escoamento e conseqüentemente a
quantidade de fluido que poderá ser deslocado do reservatório (DAKE, 2001 apud
BARILLAS, 2005).
2.2.1Porosidade
De acordo com Barillas (2005) a condição fundamental para que uma rocha contenha
óleo, gás ou qualquer outro fluido é que ela disponha de vacâncias para acomodação desses
fluidos. Daí surge o conceito de porosidade, que é a capacidade que a rocha tem apresentar
vazios, poros ou fissuras, onde são acumulados óleo e água. Logo, quanto mais porosa for
uma rocha maior será a sua capacidade de armazenamento de fluidos, no entanto, a
porosidade irá depender da forma de organização e variação de tamanho dos grãos, além do
grau de cimentação, observado na Figura 3 (QUEIROZ, 2006).
21
Figura 3 – Efeito da cimentação nos poros
Fonte: Oliveira (2012)
Segundo Queiroz (2006) normalmente os poros de uma rocha estão interligados,
porém alguns poros poderão ficar totalmente isolados devido à cimentação, então a
porosidade poderá classificar-se conforme:
Porosidade Absoluta: Trata-se da razão entre o volume de todos os poros, estando eles
interligados ou não, e o volume total da rocha;
Porosidade Efetiva: Razão entre o volume dos poros interligados e o volume total da
rocha;
Porosidade Primária ou Original: É aquela desenvolvida devido à transformação de
material sedimentar em rocha. Exemplos: Porosidade intergranular dos arenitos, porosidade
intercristalina de calvários;
Porosidade Secundária ou Induzida: Ocorre devido aos processos geológicos sofridos
pela rocha desde a sua formação. Exemplo: Fissuras, como as encontradas em arenitos e
calcários, e pelas cavidades devidas à dissolução de parte da rocha.
Segundo Rocha (2005) poros isolados não estão suscetíveis à produção de fluidos,
sendo assim a porosidade efetiva é considerada a mais importante para a engenharia de
reservatórios, uma vez que esse parâmetro possibilita conhecer o máximo volume de fluidos
que pode ser extraído da rocha.
A porosidade pode ser calculada percentualmente como o volume de espaços vazios
encontrados na rocha divididos pelo volume total da mesma, como mostra a Equação (1).
(QUEIROZ, 2006).
22
O volume total da rocha é dado pela soma do volume poroso com o volume de
materiais sólidos (grãos, matriz, cimento), como descreve a Equação (2).
A porosidade representa 20 a 25% do volume total da rocha, sendo que nem todo este
volume poroso será ocupado por óleo, certa quantidade de água denominada água conata ou
água irredutível irá ocupar parte desse espaço (BARILLAS, 2005).
2.2.2 Saturação
A quantidade de óleo e/ou gás contido nas jazidas não se deve apenas a porosidade.
Rocha (2005) afirma que para estimar essa quantidade é necessário saber quanto do volume
poroso é ocupado por cada fluido, pois as quantidades dos diferentes fluidos definem o valor
econômico de um reservatório. Esses percentuais recebem o nome de saturação.
Segundo Rosa (2006) a saturação de um fluido em meio poroso é determinada
através da Equação (3).
Reescrevendo a Equação (3) tem-se: em termos percentuais.
V
Se um único fluido estiver ocupando o meio poroso, então a sua saturação será 100%.
Entretanto, inicialmente uma rocha-reservatório contém apenas água, que não é totalmente
deslocada pelo óleo ou pelo gás durante a fase de migração, então o meio poroso será ocupado
por dois ou mais fluidos (ROSA et al., 2006 apud VALE, 2009).
(1)
(2)
(3)
(4)
23
De acordo com Curbelo (2006) as saturações de óleo ( ), água ( ) e gás ( )
podem ser obtidas nas Equações (5), (6) e (7), respectivamente.
A saturação total (Equação 8) é resultado do somatório das saturações que é sempre
igual a 1 (100%).
2.2.3 Permeabilidade (K)
De acordo com Barillas (2005) uma rocha pode conter uma grande quantidade de
poros, e estes podem conter valores elevados de hidrocarbonetos, porém estas condições não
garantem que estes hidrocarbonetos possam ser extraídos. É necessário que a rocha possua
outra propriedade denominada permeabilidade, que é a capacidade que uma rocha tem de
permitir o fluxo de fluidos através dela.
Para Rocha (2005) uma rocha pode apresentar uma permeabilidade baixa ou elevada a
depender do grau de estrangulamentos existente nela, quando são estreitos ou tortuosos os
canais de passagem desses fluidos, são denominados “canais porosos” ou “gargantas”. Sendo
assim quanto maior for o número de estrangulamentos e mais estreitos e tortuosos forem os
canais, menor será a permeabilidade da rocha. Por outro lado quanto maiores e mais
conectadas forem estas gargantas, maior será a permeabilidade obtida da rocha como mostra a
Figura 4.
(5)
(6)
(7)
(8)
24
Figura4- Relações entre porosidade e permeabilidade
Fonte: Pereira (2010)
Queiroz (2006) classifica a permebilidade em:
Permeabilidade Absoluta (K)
Aquela existente quando há apenas um fluido saturando o meio.
Permeabilidade Efetiva
A permeabilidade absoluta não é suficiente para determinar a facilidade de
escoamento do óleo em meio poroso, quando a rocha-reservatório apresentar dois ou mais
fluidos, a facilidade com que um deles se deslocarelativo ao outro é chamada permeabilidade
efetiva. Se em um meio poroso deslocam-se óleo e água,é possível obter a permeabilidade
efetiva do óleo em relação à água, e vice-versa. Assim obter as permeabilidades efetivas aos
fluidos significa obter cada valor de saturação do fluido correspondente, visto que as
permeabilidades efetivas dependem das saturações de cada um dos fluidos no meio poroso
(SOUZA, 2005).
Permeabilidade Relativa
Para Barillas (2005) a permeabilidade relativa consiste da permeabilidade efetiva
normalizada. Essa normalização é feita dividindo os valores de permeabilidade efetiva por um
referencial, Equações (9), (10) e (11) sendo comumente usado o de permeabilidade absoluta.
25
2.2.4 Molhabilidade
As propriedades que são determinantes para o bom escoamento de fluidos no interior
dos poros das rochas reservatório, dependem das características morfológicas da rocha, como
tamanho e conectividade entre os poros, e da distribuição de fluidos no espaço poroso, sendo
essa distribuição controlada pela molhabilidade da rocha. Amolhabilidade é determinada pela
tendência de adesão de um fluido a superfície do reservatório, considerando a necessidade de
imiscibilidade desses fluidos (JADHUNANDAN, 1995 apud VOLTATONI, 2012). Isso
significa que quando dois fluidos não miscíveis entram em contato com uma superfície sólida,
uma das fases será mais atraída pelo sólido do que a outra. Curbelo (2006) afirma que a fase
mais atraída é definida como fase molhante. Quando da aderência na rocha ocorre a formação
de um filme ao redor da rocha, o que favorece o escoamento da fase menos atraída (não
molhante).
A molhabilidade do conjunto água/óleo nas rochas reservatório pode configurar como
fortemente molhável pela água ou pelo óleo Figura (5). Reservatórios molháveis por óleo
apresentam baixos fatores de recuperação, uma vez que o óleo adere as paredes do
reservatório não permitindo a extração,reduzindo a rentabilidade desse reservatório.
(ABDALLAH,2007; FAERSTEIN, 2010 apud VOLTATONI, 2012).
(9)
(10)
(11)
26
Figura 5- Rocha molhada por água
Fonte: Barillas (2005, p. 13).
De acordo com Barillas (2005) existem vários métodos de determinação da
molhabilidade, sendo um deles a medida do ângulo de contato formado entre o fluido e a sua
superfície de contato, assim pode-se dizer que o ângulo de contato é uma medida quantitativa
do processo de molhabilidade.
Um balanço de forças entre dois fluidos (ex: água e óleo) e o sólido determina a
medida do ângulo de contato ( ) entre os líquidos e a superfície, consequentemente a
molhabilidade. Quanto menor o ângulo de contato ( ) mais a água irá aderirà
superfície, e quanto maior o ângulo de contato ( ) mais o óleo irá aderir a superfície
(QUEIROZ, 2006).
A Figura 6 mostra a relação do ângulo de contato com a capacidade de adesão do
fluido à superfície sólida (molhabilidade), em um sistema rocha-água-óleo (BARILLAS,
2005).
Figura 6- Molhabilidade do sistema óleo-água- rocha
Fonte: Willhite (1986 apud BARILLAS, 2005, p. 13).
27
Há três forças presentes na linha de contato, que indicam a tensão interfacial entre
cada fluido e o sólido (CURBELO, 2006). São elas:
- Tensão interfacial entre o sólido e a fase oleosa,
- Tensão interfacial entre o sólido e a fase aquosa,
-Tensão interfacial entre as fases oleosa e aquosa.
O ângulo de contato, θ, é determinado pela tangente da interface, na linha de contato,
através da fase aquosa por (CURBELO, 2006). No equilíbrio a soma dessas forças é
nula.
A molhabilidade é função da interação sólido-fluido, logo uma gota de água irá
apresentar um formato distinto para cada superfície que esteja em contato a depender das
interações entre a água e a superfície. Modificações químicas na superfície podem aumentar
ou diminuir o ângulo de contato, influenciando na molhabilidade do sistema (OGEDA, [199-
?]).
2.3 TENSOATIVO
Segundo Vale (2009) os tensoativos também chamados de surfactantes são compostos
orgânicos que se adsorvem na superfície dos fluidos ou na interface entre dois fluidos
imiscíveis, sejam eles: líquido-líquido, líquido-gás e sólido-líquido, de modo a reduzir as
tensões superficiais e interfaciais destes.
Vale (2009) afirma que os tensoativos fazem parte das moléculas anfifílicas, que são
aquelas constituídas com longa cadeia carbônica e duas regiões solubilizantes diferentes
interligadas, mas que se comportam de maneira independente. Tal região possui um
grupamento polar (hidrofílico), solúvel em água e um grupo apolar (hidrofóbico) solúvel em
óleos e gorduras, denominado muitas vezes de grupamento lipofílico, a Figura (7) apresenta a
estrutura da molécula.
28
Figura 7- Estrutura da molécula anfifílica
Fonte: Souza (2005, p. 12).
Os tensoativos apresentam propriedades diferentes, em relação a outros solutos não
tensoativos. Em geral agem na superfície do líquido reduzindo a tensões interfaciais destes,
são também agentes emulsificantes, ou seja, como conciliador de compostos sem qualquer
afinidade. Em presença de água e óleo as moléculas tensoativas adsorvem-se na interface
organizando-se de forma que a parte polar da molécula fique orientada para fase aquosa e a
parte apolar para a fase oleosa, formando um filme molecular ordenado nas interfaces, que
reduz a tensão interfacial e superficial (ROSSI et al., 2006)
Devido à estrutura e propriedades dos tensoativos, naturais ou sintetizados, muitas são
as aplicações em processos industriais, estando presentes em uma grande variedade de
produtos como detergente, sabões, amaciantes de roupa, shampoo, entre outros.
2.3.1 Classificação química dos tensoativos
Segundo Vale (2009) os tensoativos são classificados quanto a presença ou ausência
de carga na parte polar da molécula, e por sua estrutura.
Classificação quanto à carga da superfície ativa (ROSSI et al., 2006).
Tensoativos iônicos - São aqueles que apresentam cargas elétricas na parte polar da
molécula. E estes podem ser aniônicos e catiônicos.
Tensoativos aniônicos - Os tensoativos aniônicos ao se dissociarem em água formam
íons negativamente carregados na superfície ativa, parte polar da molécula. Os mais
conhecidos são os alquilacanoatos comumente denominados de sabões, estes derivam de
gorduras animais, ou óleos vegetais, por reações de saponificação, atualmente são os mais
estudados e compreendidos devido a sua estrutura e função.
29
Tensoativos catiônicos - Estes quando dissociados em água formam íons
negativamente carregados na parte polar da molécula, dentre os principais representantes
dessa classe de tensoativos, destacam-se os sais de amônio quaternários e as aminas
(CURBELO, 2006).
Tensoativos não- iônicos - Esta classe de tensoativos não dissocia em meio aquoso,
sua solubilidade em água se deve à presença, em suas moléculas, de grupos hidróxi ou
polioxietilênicos que apresentam forte afinidade pela água. Como exemplo o
nonilfenoletoxilado, álcoois graxos etoxilados e o propilenoglicoletoxilado.
Para Vale (2009) os tensoativos não-iônicos, apresentam características bem
específicas, uma vez que são compatíveis com todos os outros tipos de tensoativos e suas
propriedades são pouco afetadas pelo pH. Tais características dão a esta classe de tensoativos
uma diversidade de aplicações industriais (CURBELO, 2006).
Tensoativos anfóteros - Os tensoativos anfóteros possuem caráter aniônico em valores
de Ph entre 9 e 10, e possuem caráter catiônico em valores de pH entre 4 e 9. Portanto pode-se
dizer que os tensoativos anfóteros possuem duplo caráter iônico, podendo ser ácido ou
básicos. Os principais representantes desta classe são os aminoácidos e as betaínas.
Classificação dos tensoativos quanto a sua estrutura (VALE, 2009).
Tensoativo monocatenário clássico - Este tipo de tensoativo possui em sua estrutura
apenas uma cadeia hidrocarbonada simples.
Tensoativo bicatenário clássico - Este tipo de tensoativo possui em sua estrutura duas
cadeias hidrocarbonadas simples ligadas à cabeça polar.
Tensoativo tricatenário clássico - Este tipo de tensoativo possui em sua estrutura três
cadeias hidrocarbonadas simples ligadas à cabeça polar.
30
Tensoativo geminado -Este tipo de tensoativo apresenta em sua estrutura duas cabeças
polares interligadas, sendo cada uma delas constituída de uma cadeia alquilada.
Tensoativo bolaforme - Este tipo de tensoativo apresenta em sua estrutura duas
cabeças polares interligadas por uma ou duas cadeias hidrocarbonadas (VALE, 2009).
Tensoativo assimétrico - Este tipo de tensoativo apresenta em sua estrututa uma
cabeça polar constituída de um ou mais centros quirais.
As diversas estruturas citadas acima serão ilustradas na Figura 8.
Figura 8- Diversas estruturas dos tensoativos
Fonte: Vale (2009, p. 8).
2.3.2 Principais propriedades dos tensoativos
2.3.2.1 Tensão superficial
É a tensão que existe na superfície de líquidos, que é proporcional a força de coesão de
suas moléculas. Essa propriedade confere um revestimento a superfície de líquidos, causando
uma resistência a penetração como ilustra a Figura 9, (ROSAL, 2012).
31
Figura 9 – Tensão superficial da água
Fonte: Anghinoni (2011).
Um objeto só poderá penetrar no líquido se romper a resistência existente na superfície
do fluido, essa resistência é chamada de tensão superficial. Um fluido é constituído por
moléculas (Figura 10), as moléculas situadas no interior do líquido são atraídas em todas as
direções pelas moléculas vizinhas, em virtude da existência de forças de coesão; o que
significa que a força resultante na molécula é nula (GALVÃO, 2008).
Figura 10 – Forças atuantes nas moléculas de um fluido
Fonte: QGS (2013)
As moléculas situadas na interface líquido-ar (superfície do líquido) são atraídas para
o interior do fluido, isso ocorre porque as moléculas do ar são bastante separadas, de modo
que o efeito dessas moléculas na superfície líquida pode ser desconsiderado (GALVÂO,
2008).
As moléculas da superfície do líquido possuem maior energia potencial que as
moléculas do interior do líquido, sendo assim todas as moléculas do líquido tendem a se
condensar na direção do centro de massa, pois a resultante das forças atuante nas moléculas
aponta para o centro, de modo que se cria uma superfície externa de menor área possível, uma
vez que o sistema tende a adotar um estado de menor energia potencial. Este conceito e
32
fundamental para a compreensão da forma arredondada das gotas e de fenômenos como a
ascensão e a depressão capilar (GALVÃO, 2008).
Para transportar moléculas do interior para a superfície do líquido há o dispêndio de
energia, o que origina uma nova área superficial (ROSAL, 2012).
O termo tensão superficial é comumente usado quando a superfície está entre um
líquido e o ar. Caso a superfície esteja entre líquidos distintos ou entre um líquido e um
sólido, o termo usado será tensão interfacial.
Sabendo que a tensão superficial é resultado da ação das forças de adesão e coesão,
pode-se entender a tendência que os líquidos têm de elevar-se por um tubo capilar como
sendo devido à tensão superficial. Portanto, uma maneira simples de medir a tensão
superficial de um líquido é usando um tubo capilar como mostra a Figura 11 (GALVÃO,
2008).
Figura 11 – Tubo capilar utilizado para mostrar um método de medida da tensão superficial.
Fonte: Galvão (2008).
A Figura 11, apresenta um tubo capilar de raio „r‟ submerso em água. O fluido adere
as paredes do tubo capilar, e a medida que sobe no interior do tubo até uma certa altura „h‟ a
superfície do líquido dentro do tubo irá curvar-se, de modo que a tangente da superfície do
líquido forma um ângulo que representa o ângulo de contato entre a água e o tubo capilar,
sendo que a medida criteriosa de através do líquido poderá determinar a tensão superficial
da água (GALVÃO, 2008).
33
2.3.2.2 Concentração Micelar Crítica
Concentração micelar crítica (cmc) é a concentração de um tensoativo que possibilita a
formação de micelas, este processo de formação é conhecido como miscelização.
Concentrações inferiores a cmc não há formação de micelas e as moléculas de tensoativos
estão presentes sob a forma de monômeros dispersos, concentrações superiores a cmc todo
surfactante adicionado à solução aquosa organiza-se sob a forma de micelas(Figura 12). As
micelas são aglomerados de moléculas tensoativas em solução responsáveis pela solubilização
de gorduras (ROSSI et al., 2006).
Figura 12 – Processo de formação de micelas
Fonte: Rossi et al. (2006, p. 76)
2.3.2.3 Ponto de Kraft
Para tensoativos iônicos, quando a temperatura atinge um certo valor conhecido como
ponto de Kraft, a curva de solubilidade cresce exponencialmente, e se inicia o processo de
miscelização (CURBELO, 2006). Pode-se observar na Figura 13 o ponto em que a curva de
solubilidade intercepta a curva de concentração micelar crítica, corresponde ao ponto de Kraft
(VALE, 2009).
34
Figura 13 – Ilustração da ocorrência do ponto de Kraft
Fonte: Vale (2009)
Abaixo do ponto de Kraft, em baixas concentrações de tensoativos, há formação
apenas de uma solução de monômeros, já em concentrações maiores o tensoativo precipita
sob a forma de cristais hidratados, sem que ocorra a formação de micelas. Acima do ponto de
Kraft em baixas concentrações de tensoativo forma-se apenas uma solução de monômeros e
em concentrações mais elevadas ocorrerá formação de micelas (VALE,2009).
2.3.2.4 Ponto de turbidêz
Os tensoativos não iônicos não apresentam o fenômeno de Kraft, pois diferente dos
tensoativos iônicos, a solubilidade deste tipo de tensoativo diminui com o aumento da
temperatura. Os tensoativos não iônicos podem perder as propriedades tensoativas acima da
temperatura de turbidez ou ponto de turbidez. Isto ocorre porque, acima deste ponto, formam-
se duas fases acompanhadas de um aumento do ponto de turbidez, uma com alta concentração
de tensoativos chamada de coacervato, e outra com baixa concentração de tensoativos,
chamada de diluída (SCHRAMM, 2000 apud CURBELO, 2006).
2.4 MECANISMOS DE PRODUÇÃO DE RESERVATÓRIOS
Queiroz (2006) afirma que toda rocha-reservatório dispõe de certa quantidade de
energia denominada energia natural ou primária. Essa energia deriva de alterações geológicas
sofridas pelas jazidas, e é a principal responsável pela produção dos fluidos presentes nos
35
reservatórios. O fluido formado migra e em seguida outro fluido ocupa a vacância da rocha-
reservatório. Os efeitos que originam esse processo, são:
Descompressão: Processo em que ocorre a expansão dos fluidos existentes no
reservatório e o volume poroso se contrai.
Deslocamento de um fluido por outro: Neste caso um fluido migra enquanto que outro
ocupa seu lugar.
O conjunto de fatores que pode desencadear uma descompressão e o deslocamento dos
fluidos são os mecanismos de produção. Os cinco principais mecanismos de produção capazes
de fornecer energia aos reservatórios são (BARILLAS, 2005):
Mecanismo de gás em solução.
Mecanismo de capa de gás.
Mecanismo de influxo de água
Mecanismo combinado.
É fundamental saber qual dos mecanismos de produção apresentados é predominante
no reservatório para encontrar a melhor forma de produzir os fluidos contidos na jazida. Há
casos em que não existe apenas um mecanismo predominante, denominado mecanismo
combinado (BARILLAS, 2005).
2.4.1 Mecanismo de gás em solução
De acordo com Barillas (2005) este tipo de mecanismo só poderá ser utilizado em
reservatórios isolados que contenham certa quantidade de óleo armazenado como mostrado na
Figura 14, e que as fronteiras do reservatório não permitam o fluxo de qualquer fluido que
possa facilitar a migração desse óleo para fora da jazida. Sendo assim a energia disponível
para a elevação é encontrada na própria zona do óleo
36
Figura 14- Reservatório com mecanismo de gás em solução
Fonte: Mendes (2007).
Nesse processo o óleo é produzido no interior do reservatório, a pressão interna deste
decai até que atinja a pressão de saturação do óleo, e então ocorre uma vaporização dos
hidrocarbonetos de menor densidade que formam bolhas de gás. É neste ponto do processo
que se utiliza o mecanismo de gás em solução, sabendo que o gás se expande mais rápido que
o líquido, é esta expansão irá expulsar os fluidos dos poros da rocha, devido a pressão gerada
pelo gás (BARILLAS, 2005).
No entanto, esse método não se mostra muito eficiente, visto que a pressão diminui
rapidamente e de forma contínua, isso ocorre devido à grande produção de gás que acontece
desde o início da produção do reservatório, mas com a produção do óleo esse gás começa a
fluir juntamente com o óleo, levando consigo parte da energia do reservatório. Por este
motivo os reservatórios que produzem através do mecanismo de gás em solução apresentam
baixo fator de recuperação, menor que 20% (VOLTATONI, 2012 apud THOMAS, 2001).
2.4.2 Mecanismo de capa de gás
Um reservatório de hidrocarbonetos pode apresentar as fases líquida e vapor em
equilíbrio. Sabendo que a fase vapor apresenta densidade menor que a fase líquida, então este
formará uma “capa de gás” que ficara disposta nas partes superiores do reservatório como
ilustrado na Figura 15 (VOLTATONI, 2012)
37
Figura 15- Formação da capa de gás em reservatórios de petróleo
Fonte: Mendes (2007).
Neste tipo de reservatório a zona de óleo deverá ser produzida e a capa de gás
preservada por ser a principal fonte de energia do reservatório. O mecanismo de capa de gás
funciona da seguinte forma:
A zona de óleo é colocada para produzir, e à medida que a produção ocorre a pressão
do reservatório diminui em conseqüência da retirada de fluidos, à medida que o óleo é
expulso a capa de gás se expande ocupando a vacância deixada pelo óleo. Visto que o gás
possui um alto fator de compressibilidade este processo ocorre sem provocar uma elevada
queda de pressão (THOMAS, 2001).
O tamanho da capa de gás é de grande relevância para a eficiência do mecanismo. Isso
significa que quando o volume de gás da capa é comparado com o volume de óleo, ambos
medidos sob as condições do reservatório é possível observar que a atuação da capa é bem
maior, sendo assim a pressão poderá ser mantida em níveis elevados por mais tempo. A
pressão cai continuamente, porém de forma mais lenta no mecanismo de gás em solução
(THOMAS, 2001).Os fatores de recuperação de óleo esperados com esse tipo de mecanismo
estão entre 20 e 30% do óleo da formação (BARILLAS, 2005).
2.4.3 Mecanismo de Influxo de água
O mecanismo de influxo de água necessita da existência de um reservatório portador
de hidrocarbonetos em contato direto com uma grande concentração de água, denominada
aqüífero, estes podem estar muito próximos ao reservatório ou até mesmo ligados
lateralmente ao mesmo (VOLTATONI, 2012). Nesse processo qualquer alteração que ocorra
38
nas condições do reservatório também deve ocorrer no aqüífero e vice-versa, no entanto, isso
só irá ocorrer se o reservatório e o aqüífero estiverem intimamente ligados como observado na
Figura 16 (VOLTATONI, 2012).
Figura 16 – Reservatório com aqüífero subjacente com mecanismo de influxo
de água
Fonte: Rosa (2005 apud VOLTATONI 2012)
No mecanismo de influxo de água, conforme o óleo é retirado, a pressão do
reservatório sofre uma redução, gerando expansão no aqüífero, e redução do volume poroso,
de modo que o espaço poroso não conseguirá manter toda a água contida inicialmente, então
esta água passará a ocupar também a zona de óleo, fazendo com que este se desloque até os
poços de produção mantendo a pressão do reservatório elevada. (THOMAS, 2001; ROSA,
2006 apud VOLTATONI, 2012). O fator de recuperação obtido por este mecanismo pode
oscilar entre 30 e 40% podendo chegar aos 75% (THOMAS, 2001 apud VOLTATONI,
2012).
2.4.4 Mecanismo combinado
Denomina-se produção de mecanismo combinado, todo aquele reservatório que
produz usando mais de um tipo de mecanismo de produção. Um exemplo desse tipo de
produção se dá quando a estrutura do reservatório constitui tanto uma capa de gás quanto um
39
aquífero (Figura 17). Daí é possível combinar o mecanismo de capa em gás com o mecanismo
de influxo de água, e aumentar o fator de recuperação (VOLTATONI, 2012).
Figura 17- Reservatório com aquífero e capa de gás
Fonte: Rosa (2005 apud VOLTATONI, 2012)
40
3 METODOLOGIA
A metodologia adotada no presente trabalho foi caracterizada por uma pesquisa
bibliográfica exploratória, descritiva e explicativa, uma vez que foi realizado um
levantamento da literatura referente às diferentes tecnologias usadas na recuperação avançada
de reservatórios de petróleo, sendo destacado o uso de tensoativos como um método químico
de recuperação. Para esta análise foram descritas as principais propriedades das rochas e
fluidos, e como estes podem afetar na recuperação do óleo. Foram explanadas algumas das
características e propriedades dos tensoativos importantes para sua aplicação nas rochas-
reservatório, a forma de interação com os fluidos contidos no reservatório de petróleo, e qual
a recuperação média obtida nos métodos estudados.
41
4 RESULTADOS E DISCUSSÃO
Nesta seção, serão apresentadas informações obtidas a partir da análise dos principais
métodos utilizados para a recuperação de reservatórios, destacando a aplicação dos
tensoativos como método químico de recuperação.
4.1 MÉTODOS DE RECUPERAÇÃO DE RESERVATÓRIOS DE PETRÓLEO
Segundo Barillas (2005), é possível recuperar naturalmente apenas uma parte do
petróleo existente nos reservatórios, ficando a maior parte retida na jazida. A partir daí
tornou-se imprescindível o estudo e o desenvolvimento dos processos de recuperação que
permitem extrair o óleo residual, tornando maior a rentabilidade dos campos petrolíferos e
estendendo sua vida útil.
De acordo Voltatoni (2012), quando a energia natural do reservatório já não é
suficiente para a elevação do petróleo, consequentemente os mecanismos de produção, que
são métodos primários de recuperação, também não serão mais eficientes.
São empregados vários processos que visam uma recuperação adicional, tais processos
denominam-se métodos de recuperação de reservatórios. De acordo com Voltatoni (2012) os
métodos de recuperação de reservatórios subdividem-se em métodos secundários, que são os
métodos convencionais de recuperação, e os terciários que são os métodos de recuperação
avançada, que também podem ser denominados, como métodos especiais de recuperação. A
quantidade de óleo extraído depende do método empregado, mas todos proporcionam um
acréscimo na quantidade produzida quando comparada com os métodos convencionais, que
utilizam apenas a energia natural do reservatório (CURBELO, 2006).
Thomas (2001), recomenda que injeção de fluidos seja iniciada mesmo quando ainda
existe produção com recuperação primária, o que favorece a permanência de uma elevada
pressão no reservatório, preservando as características dos fluidos e do fluxo.
Curbelo (2006), afirma que os primeiros métodos de recuperação utilizados tinham
como principal objetivo fornecer pressão ao reservatório por meio da injeção de fluidos, pois
acreditava-se que os baixos níveis de pressão eram o principal motivo para as reduzidas
recuperações de óleo. No entanto, a simples injeção de fluidos nem sempre resultava em
sucesso, a partir daí observou-se que a produção de petróleo em um reservatório vai
minimizando não apenas pela redução de pressão ou do volume do óleo no reservatório, mais
42
também por fatores intrínsecos as propriedades do óleo, como a mudança de suas
propriedades físico-químicas, tais como viscosidade e densidade).
Como resultado destas observações bem como da análise do comportamento do meio
poroso quando sujeito a injeção de fluidos, surgiram os diversos processos (VALE, 2009).
Alguns deles serão descritos a seguir:
4.1.1 Métodos convencionais de recuperação
Quando se injeta um fluido em um reservatório com o objetivo único de deslocar o
óleo para fora dos poros da rocha, isto é, objetivando-se um comportamento puramente
mecânico, tem-se um processo denominado, método convencional de recuperação
(THOMAS, 2001). Neste método não é esperada a miscibilidade dos fluidos, nem que estes
interfiram na rocha reservatório, em outras palavras, não há qualquer interação química entre
os fluidos ou entre os fluidos e a rocha (CURBELO, 2006). Esse comportamento puramente
mecânico é obtido ao se injetar água ou ao se submeter o reservatório a um processo não
miscível de injeção de gás (QUEIROZ, 2006).
Neste processo, o fluido injetado (fluido deslocante) vai expulsar o óleo para fora dos
poros da rocha, e à medida que é expulso o óleo deixa uma vacância que rapidamente será
ocupada pelo fluido deslocante, no entanto nem todo o óleo lá contido é expulso, pois uma
parte fica retida junto a água devido o efeito da capilaridade, este é denominado óleo residual
(CURBELO, 2006).
De acordo com Queiroz (2006), são classificados como recuperação convencional, os
processos de injeção de fluidos mencionados anteriormente, e as recuperações obtidas devido
à energia primária do reservatório.
4.1.2 Métodos de recuperação avançada de reservatórios de petróleo
Os métodos de recuperação avançada, também denominados métodos especiais de
recuperação são necessários quando o processo convencional torna-se limitado, não atingindo
as taxas de recuperação desejadas. As baixas recuperações obtidas em um processo
convencional de injeção de fluidos resultam de três aspectos principais: geologia da formação,
alta viscosidade do óleo do reservatório e elevadas tensões interfaciais entre fluido injetado
eóleo(CURBELO, 2006).
43
Quando a viscosidade do fluido deslocante é muito menor que a do fluido a ser
deslocado, o fluido injetado irá se movimentar com mais facilidade no meio poroso,
encontrando caminhos preferenciais e se direcionando rapidamente para os poços de
produção. Isso faz com que o óleo fique aprisionado porque o fluido injetado deixa de
penetrar em muitos dos poros com óleo, o que resulta em uma extração ineficiente.
As altas tensões interfaciais reduzem a capacidade do fluido injetado de expulsar o
óleo, deixando saturações residuais elevadas de óleo nas regiões já contatadas pelo fluido
injetado (QUEIROZ, 2006).
Os métodos de recuperação avançadas podem ser divididos em três categorias que são
(BARILLAS, 2005):
Métodos térmicos;
Métodos miscíveis;
Métodos químicos.
A utilização de cada método depende das propriedades acima descritas, das
características do reservatório e da viabilidade econômica do processo. Antes da aplicação de
algum dos métodos, é recomendado que seja realizado um projeto minucioso incluindo
simulações numéricas e a análise econômica (BARILLAS, 2005).
4.1.2.1 Métodos térmicos
Barillas (2005) afirma que em reservatórios com óleos pesados ou extra pesados que
apresentam alta viscosidade, não será conveniente a utilização de métodos convencionais de
recuperação, visto que a alta viscosidade do óleo pode dificultar sua locomoção dentro do
meio poroso deixando passar apenas o fluido injetado, resultando em recuperações muito
baixas. O método térmico baseia-se na redução da viscosidade do óleo quando de seu
aquecimento.
De acordo Curbelo (2006) há duas formas de aquecimento do fluido no reservatório:
Na primeira delas o aquecimento é realizado na superfície, aplicado no fluido que na
sequencia é injetado no poço, este método é denominado injeção de fluidos aquecidos; nesse
sistema tem-se a injeção de água sob a forma de vapor e a injeção de água líquida em
temperaturas elevadas. Neste processo a água é o meio principal para transportar o calor da
superfície até o reservatório.
44
Na segunda forma o aquecimento é realizado no interior do próprio reservatório, a
partir da combustão de parte do óleo ali existente, este processo é chamado de combustão in
situ. Esse processo se inicia por meio de uma injeção de ar aquecido no interior do
reservatório, que oxida o óleo e gera calor. A oxidação irá se intensificar até que alcance uma
determinada temperatura, chamada “ponto de ignição”, a partir do qual é estabelecida a
combustão. Nessa etapa do processo é necessária a injeção de ar frio para que o sistema se
restabeleça e tenha continuidade, resultando no aumento do fator de recuperação.
Barillas (2005) afirma que os métodos de recuperação térmica de óleo são, na maioria
das vezes, bem sucedidos, uma vez que a viscosidade é diminuída em grandes proporções.
4.1.2.2 Métodos Miscíveis
Quando o método convencional de recuperação resulta em baixas eficiências de
deslocamento devido as elevadas tensões interfaciais, é indicado o uso dos métodos miscíveis.
Os métodos miscíveis de recuperação são processos que procuram reduzir e, se possível,
eliminar as tensões interfaciais (CURBELO, 2006).
O mesmo autor afirma que quando dois fluidos não miscíveis entram em contato, entre
eles se estabelece tensões interfaciais. Caso o fluido injetado e o óleo sejam miscíveis não
existirão interfaces nem tensões interfaciais entre eles. Nesse contexto, os métodos miscíveis
injetam fluidos que apresentem miscibilidade com o óleo do reservatório, visando a
eliminação das tensões interfaciais do sistema, favorecendo assim o deslocamento do óleo. Os
fluidos comumente utilizados para o deslocamento miscível são o dióxido de carbono, o gás
natural e o nitrogênio.
4.1.2.3 Métodos químicos
Os métodos químicos compreendem a injeção de polímeros, de solução alcalina, de
tensoativos, entre outros. Considerando o foco desse trabalho que é a aplicação dos
tensoativos na recuperação avançada de petróleo, será feita uma descrição dessa aplicação
durante essa etapa.
A injeção de solução de tensoativos envolve processos que favorecem a interação
química entre o fluido injetado e os fluidos do reservatório, esse método se torna vantajoso
devido à elevada eficiência de recuperação.
45
A seguir serão descritos alguns experimentos realizados por diferentes autores, com o
objetivo de obter o fator de recuperação de um método químico com o uso de tensoativo.
4.2 APLICAÇÃO DE TENSOATIVOS NA RECUPERAÇÃO AVANÇADA DE
RESERVATÓRIOS
Santos et al. (2007) determinaram experimentalmente propriedades de alguns
tensoativos com cadeia linear e de anel aromático, os quais apresentaram diferentes graus de
etoxilação. As propriedades determinadas foram concentração micelar crítica (c.m.c),
temperatura de turbidez; tensão interfacial; viscosidades das soluções tensoativas nas
temperaturas de 30ºC, 50ºC e 70ºC. Os pesquisadores concluíram que o aumento da
etoxilação proporciona baixíssimos valores de concetração micelar crítica, garantindo
economia no custo do fluido de injeção. Em contrapartida a redução da etoxilação diminuiu a
tensão interfacial, fato bastante interessante no processo de recuperação avançada, pois
tensões interfaciais próximas de zero garantem o rompimento quase total das forças resistivas
do escoamento do petróleo no meio poroso. Diante disto, os autores sugerem o uso de
tensoativos com graus de etoxilação intermediários no processo de recuperação avançada de
petróleo.
Albuquerque et al. (2007), realizaram ensaios de deslocamento de petróleo em rocha-
reservatório formadas no município de Assu, situada no semi-árido Potiguar. Na referida
pesquisa foram utilizados dois métodos de recuperação, o convencional e um com aplicação
de microemulsão, que é uma solução mais viscosa que a solução de tensoativos, ou seja, uma
alta concentração de tensoativos para formar micelas que podem solubilizar ou dissolver o
óleo do reservatório ocasionando a miscibilidade do sistema. Estes ensaios foram realizados
durante um período de 18h, a uma temperatura de 1000°C, objetivando eliminar a umidade
presente e aumentar a permeabilidade. E Os reagentes utilizados para preparar as
microemulsões foram: dois tensoativos aniônicos, sendo um (sabão) derivado de ácidos
graxos e outro denominado de R95.
Os ensaios de injeção foram realizados em um sistema que se constituiu, basicamente,
da injeção de fluidos em testemunhos de arenito da Formação Assu, conforme mostra a Figura
18.
46
Figura 18- Sistema de injeção de microemulsão
Fonte: Albuquerque (et al. 2007)
Objetivando obter as quantidades de óleo recuperado pelo método convencional, foi
injetada salmoura composta de solução de cloreto de potássio (KCl) a 2% em peso, em
seguida, com o plug resinado saturado com salmoura foi injetado óleo. Para determinar a
recuperação pelo método especial, foi injetada microemulsão no plug, à vazão constante.
Os resultados obtidos mostraram que o sistema recuperado convencionalmente
apresentou um fator de recuperação total de 79,1%, já o sistema recuperado pelo método
especial apresentou um fator de recuperação total de 81,3%. Os autores concluíram que o
tensoativo pode atuar de forma eficiente na recuperação do óleo, uma vez que reduz a tensão
interfacial entre a salmoura e o óleo cru; desloca o óleo sem perdas significantes de
concentração, ocorridas por adsorção na rocha reservatório e são quimicamente estáveis.
Apesar da eficiência das microemulsões na recuperação de óleo, uma possível desvantagem
dessa aplicação é o elevado custo de processo e retenção de tensoativo na rocha reservatório.
Porém com estudos mais detalhados pode-se encontrar tensoativos mais viáveis
economicamente.
Santos et al. (2007) afirmaram que a determinação da Concentração Micelar Crítica é
um fator imprescindível para quaisquer processos que façam uso de tensoativos, pois quanto
maior a quantidade de micelas presentes mais eficientes esses compostos serão. Além disso, a
perda por adsorção na rocha-reservatório é menor em concentrações acima da c.m.c. Com
base nessa assertiva, os autores realizaram ensaios de recuperação e adsorção na rocha-
47
reservatório, sendo assim, as concentrações micelares criticas foram determinadas com e sem
salinidade sendo que os valores obtidos com a presença do sal (solução KCl 2 %) foram
utilizados para os ensaios de recuperação e adsorção, e os valores obtidos com água destilada
foram usados no cálculo da área da parte polar (cabeça) do tensoativo.
Os autores determinaram a c.m.c. dos tensoativos através de mudanças na tensão
superficial para várias concentrações de tensoativos. O método utilizado foi o da máxima
pressão da bolha, que trabalha com dois capilares de diâmetros diferentes onde foi bombeado
um gás inerte (nitrogênio). Foram utilizados tensoativos iônicos saponificados a partir de
óleos vegetais, devido a sua viabilidade econômica; são eles: óleo de coco saponificado
(OCS), óleo de mamona saponificado (OMS), óleo de girassol saponificado (OGS), óleo de
soja saponificado (OSS) e sabão base (SB)- sebo de boi. Os resultados obtidos mostraram que
os tensoativos iônicos apresentaram valores elevados de c.m.c, se comparados com os valores
de c.m.c de tensaotivos não iônicos. Este fator se deve a existência do trabalho eletrostático
que ocorre devido à polaridade iônica dessas moléculas. O efeito da salinidade reduziu o valor
de c.m.c. devido à competição dos íons do sal com a parte polar do tensoativo. O OMS obteve
menor c.m.c, pois cerca de 89,5 % do óleo de mamona é composto pelo ácido ricinoléico, e a
presença do (OH) no 12º carbono da estrutura molecular deste composto explica o efeito
causado pelo íon Cl-, presente na solução de KCl, que aumentou a solubilidade do tensoativo
e conseqüentemente reduziu o valor da c.m.c em 70 % em relação à água destilada.
Através destas análises os autores puderam concluir que tensoativos iônicos, além de
apresentarem baixo custo e alta interação com a rocha-reservatório, propiciam tensões
interfaciais bem inferiores a tensoativos não-iônicos, favorecendo maiores interações com o
óleo residual e assim favorecendo um aumento na recuperação de petróleo.
48
5 CONCLUSÃO
Este trabalho apresentou uma síntese da formação de petróleo nas rochas-
reservatórios, os métodos de extração e recuperação desse óleo, bem como as principais
propriedades dos elementos que influenciam nesse processo. Os métodos apresentados foram
os térmicos, miscíveis e químicos, esse último contemplou o foco do trabalho, especialmente
no tocante a aplicação de tensoativos como agente de recuperação de petróleo. Com base no
estudo elaborado ficou constatado que o uso de tensoativos nessa extração de petróleo é
bastante promissor, pesquisas estão sendo desenvolvidas com intuito de estudar o
comportamento desses elementos no processo de recuperação em poços de petróleo; a maioria
dos estudos indicam como bom ou excelente o resultado dessa aplicação, entretanto apontam
o elevado custo de investimento como sendo o maior entrave na disseminação desse método
de recuperação.
49
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