viscosidade petroleo[1]

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UNIVERSIDADE FEDERAL DE SANTA CATARINA CURSO DE GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA QUÍMICA Influência da Viscosidade no Contato Água-Óleo na Recuperação de Reservatórios Kilça Tanaka Botelho Florianópolis, outubro de 2004.

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Page 1: viscosidade petroleo[1]

UNIVERSIDADE FEDERAL DE SANTA CATARINA

CURSO DE GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA QUÍMICA

Influência da Viscosidade no Contato Água-Óleo na Recuperação de Reservatórios

Kilça Tanaka Botelho

Florianópolis, outubro de 2004.

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2

AGRADECIMENTOS

Agradeço o apoio financeiro da Agência Nacional do Petróleo – ANP, e da

Financiadora de Estudos e Projetos – FINEP, por meio do Programa de Recursos

Humanos da ANP para o Setor Petróleo e Gás PRH-34 ANP/MCT.

Page 3: viscosidade petroleo[1]

3

Influência da Viscosidade no Contato Água-

Óleo na Recuperação de Reservatórios

______________________________

Kilça Tanaka Botelho PRH-ANP/MCT N0: 2001.6021-0

______________________________

Marintho Bastos Quadri Orientador

Page 4: viscosidade petroleo[1]

4

RESUMO.................................................................................................................... 5

OBJETIVOS ............................................................................................................... 6

1 INTRODUÇÃO .................................................................................................... 7

2 REVISÃO BIBLIOGRÁFICA................................................................................ 8

2.1 Petróleo............................................................................................................ 8

2.2 Exploração de Petróleo.................................................................................... 8

2.2.1 Rochas Geradoras .................................................................................... 9

2.2.2 Migração..................................................................................................10

2.2.2 Trapa ou Armadilha .................................................................................11

2.2.3 Rochas-reservatório ................................................................................11

2.2.3 Rochas Selantes .....................................................................................12

2.2.4 Sincronismo..............................................................................................13

2.3 Petróleo em Águas Profundas ....................................................................14

2.4 Recuperação de Petróleo ...............................................................................17

2.5 Viscosidade de Fluidos ...................................................................................21

2.5.1 Equação de Poiseuille..........................................................................25

2.6 Tensão Interfacial........................................................................................27

2.6.1 Princípio Físico.........................................................................................28

2.7 Célula de Hele-Shaw...................................................................................30

2.7.1 Ensaios de Digitação em uma Célula de Hele-Shaw...........................32

3 MATERIAIS E MÉTODOS..................................................................................34

4 RESULTADOS E DISCUSSÕES .........................................................................36

5 CONCLUSÕES ..................................................................................................46

6 REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ...................................................................48

Page 5: viscosidade petroleo[1]

5

RESUMO

É bastante conhecido na literatura que a produção de petróleo ocorre

inicialmente de forma espontânea através da pressão interna impelida pelos

gases. No entanto, este método chamado de recuperação primária, permite

apenas que aproximadamente 25% do petróleo existente na jazida seja

extraído. Este fator pode ser aumentado utilizando técnicas especiais,

chamadas de recuperação secundária e terciária. O método secundário de

recuperação consiste na perfuração de um outro poço através do qual é

injetado um fluído para provocar um deslocamento uniforme do tipo pistão em

relação à fase óleo. Devido às diferentes características existentes entre os

fluídos presentes no reservatório, após um determinado tempo a produção do

óleo volta a cair e inicia-se a produção do próprio fluído injetado, restando

ainda muito petróleo a ser recuperado. A partir daí utiliza-se um método

terciário de recuperação, podendo ser, por exemplo, injeção de água com

produtos químicos, injeção de vapor, ou combustão in situ. Este procedimento

provoca alterações nas características do petróleo permitindo um aumento no

fator de recuperação do reservatório. Este projeto tem como objetivo o estudo

do comportamento da interface água-óleo numa célula de Hele-Shaw, com

ênfase nas propriedades físico-químicas dos fluídos em contato. Com isso

pretende-se propor um modelo matemático que descreva os fenômenos

envolvidos e a determinação das variáveis de controle e a instrumentação

necessária a recuperação segura de um reservatório.

Page 6: viscosidade petroleo[1]

6

OBJETIVOS

Este projeto tem como objetivo o estudo do comportamento da interface

água-óleo numa célula de Hele-Shaw, com ênfase nas propriedades físico-

químicas dos fluídos em contato permitindo que novos profissionais tenham

contato com as generalidades da indústria de petróleo e gás natural e seus

derivados, e que sejam treinados para interpretar resultados e identificar

problemas, propondo soluções inovadoras em controle e instrumentação de

processos que supram suas principais necessidades operacionais.

Será realizado um estudo teórico e experimental das propriedades físico-

químicas de dois fluídos imiscíveis numa célula de Hele-Shaw, mais

precisamente, água e óleo, com ênfase na viscosidade , com isso pretende-se

propor um modelo matemático que descreva os fenômenos envolvidos e a

determinação das variáveis de controle e a instrumentação necessária a

recuperação segura de um reservatório.

É um trabalho teórico, numérico e experimental vinculado a um projeto de

mestrado e a outro de iniciação científica do mesmo programa PRH-ANP 34.

Page 7: viscosidade petroleo[1]

7

1 INTRODUÇÃO

É bastante conhecido na literatura que a produção de petróleo ocorre

inicialmente de forma espontânea através da pressão interna impelida pelos

gases. No entanto, este método chamado de recuperação primária, permite

apenas que aproximadamente 25% do petróleo existente na jazida seja

extraído. Este fator pode ser aumentado utilizando técnicas especiais,

chamadas de recuperação secundária e terciária. O método secundário de

recuperação consiste na perfuração de um outro poço através do qual é

injetado um fluído para provocar um deslocamento uniforme do tipo pistão em

relação à fase óleo. Devido às diferentes características existentes entre os

fluídos presentes no reservatório, após um determinado tempo a produção do

óleo volta a cair e inicia-se a produção do próprio fluído injetado, restando

ainda muito petróleo a ser recuperado. A partir daí utiliza-se um método

terciário de recuperação, podendo ser, por exemplo, injeção de água com

produtos químicos, injeção de vapor, ou combustão in situ. Este procedimento

provoca alterações nas características do petróleo permitindo um aumento no

fator de recuperação do reservatório. Neste trabalho pretendemos dar uma

visão geral dos métodos de recuperação de reservatórios petrolíferos, bem

como apresentar a metodologia para o desenvolvimento de modelos

matemáticos utilizados para a precisão e o acompanhamento da produção de

petróleo.

Page 8: viscosidade petroleo[1]

8

2 REVISÃO BIBLIOGRÁFICA

2.1 Petróleo

O petróleo é uma matéria-prima essencial à vida moderna, sendo o

componente básico de mais de 6.000 produtos. Dele se produz a gasolina, o

combustível de aviação, o gás de cozinha, os lubrificantes, borrachas,

plásticos, tecidos sintéticos, tintas e até mesmo energia elétrica. O petróleo

bruto possui em sua composição uma cadeia de hidrocarbonetos, cujas frações

leves formam os gases e as frações pesadas o óleo cru. A distribuição destes

percentuais de hidrocarbonetos é que define os diversos tipos de petróleo

existentes no mundo.

É encontrado a profundidades variáveis, tanto no subsolo terrestre como

do marítimo. Segundo os geólogos, sua formação é o resultado da ação da

própria natureza, que transformou em óleo e gás o material orgânico de restos

de animais e de vegetais, depositados há milhões de anos no fundo de antigos

mares e lagos.

Com o passar do tempo, outras camadas foram se depositando sobre

esses restos de animais e vegetais. A ação do calor e da pressão, causados

por essas novas camadas, transformou matéria orgânica em petróleo. Por isso,

o petróleo não é encontrado em qualquer lugar, mas apenas onde ocorreu essa

acumulação de material orgânico, as chamadas bacias sedimentares.

2.2 Exploração de Petróleo

A indústria petrolífera foi gradualmente percebendo, ao longo de

décadas de exploração, que para se encontrar jazidas de hidrocarbonetos de

volume significativo era imperioso que um determinado número de requisitos

geológicos ocorressem simultaneamente nas bacias sedimentares. O estudo

destas características de maneira integrada e a simulação preliminar das

Page 9: viscosidade petroleo[1]

9

condições ótimas para sua existência concomitante, com o objetivo de permitir

a diminuição do risco exploratório envolvido nas perfurações de poços, um item

de elevado custo, foram consolidados em um único conceito: o de sistema

petrolífero. Um sistema petrolífero ativo compreende a existência e o

funcionamento síncronos de quatro elementos (rochas geradoras maturas,

rochas-reservatório, rochas selantes e trapas) e dois fenômenos geológicos

dependentes do tempo (migração e sincronismo), que serão descritos a seguir.

2.2.1 Rochas Geradoras

O elemento mais importante e fundamental para a ocorrência de

petróleo em quantidades significativas em uma bacia sedimentar, em algum

tempo geológico passado ou presente, é a existência de grandes volumes de

matéria orgânica de qualidade adequada acumulada quando da deposição de

certas rochas sedimentares que são denominadas de geradoras. São estas

rochas que, submetidas a adequadas temperaturas e pressões, geraram o

petróleo em sub-superfície. Se este elemento faltar em uma bacia, a natureza

não terá meios de substituí-la, ao contrário dos outros cinco elementos

constituintes do sistema petrolífero, que mesmo estando ausentes, podem ser

de alguma forma compensados por condições de exceções geológicas ou por

algumas coincidências adequadas.

Rochas geradoras são normalmente constituídas de material detrítico de

granulometria muito fina (fração argila), tais como folhelhos ou calcilutitos,

representantes de antigos ambientes sedimentares de baixa energia e que

experimentaram, por motivos diversos, explosões de vida microscópica. Os

remanescentes orgânicos autóctones (material planctônico) ou alóctones

(material vegetal terrestre carreado para dentro do ambiente) são incorporados

às lamas sob a forma de matéria orgânica diluída. A princípio, quanto maior a

quantidade de matéria orgânica, mais capacidade terá a rocha para gerar

grandes quantidades de petróleo. Entretanto, a incorporação desta matéria

orgânica na rocha deve vir acompanhada da preservação de seu conteúdo

Page 10: viscosidade petroleo[1]

10

original, rico em compostos de C e H. Para isto, o ambiente deve estar livre de

oxigênio, elemento altamente oxidante e destruidor da riqueza em C e H das

partículas orgânicas originais. Em suma, ambientes anóxicos favorecem a

preservação da matéria orgânica e, conseqüentemente, a manutenção da

riqueza original de rochas geradoras.

De uma maneira geral, rochas sedimentares comuns apresentam teores

de Carbono Orgânico Total (COT, teor em peso) inferior a 1%. Para uma rocha

ser considerada como geradora seus teores devem ser superiores a este limite

de 1% e, muito comumente, situados na faixa de 2% - 8%, não sendo

incomuns valores de até 14%; mais raramente, até 24%. O tipo de petróleo

gerado depende fundamentalmente do tipo de matéria orgânica preservada na

rocha geradora. Matérias orgânicas derivadas de vegetais superiores tendem a

gerar gás, enquanto o material derivado de zooplancton e fitoplancton, marinho

ou lacustre tende a gerar óleo. O estágio de maturação térmica de uma rocha

geradora, ou seja, a temperatura na qual ela está gerando petróleo, também

influenciará no tipo de petróleo gerado. Em condições normais, uma rocha

geradora começa a transformar seu querogênio em petróleo em torno de 600 o

C. No início, forma-se um óleo de baixa maturidade, viscoso. À medida que a

temperatura aumenta, o óleo gerado vai ficando mais fluido e quantidade de

gás vai aumentando. Por volta de 900 o C, as rochas geradoras atingem seu

pico de geração, expelindo grandes quantidades de óleo e gás. Com o

aumento da temperatura até os 1200º C, o óleo fica cada vez mais fluido e

mais rico em gás dissolvido. Por volta desta temperatura, a quantidade de gás

é predominante e o óleo gerado já pode ser considerado um condensado.

Entre 1200 - 1500 o C, apenas gás é gerado pelas rochas-fonte.

2.2.2 Migração

Uma vez gerado o petróleo, ele passa a ocupar um espaço/volume maior do

que o querogênio original na rocha geradora. Esta se torna supersaturada em

Page 11: viscosidade petroleo[1]

11

hidrocarbonetos e a pressão excessiva dos mesmos faz com que a rocha-fonte se

frature intensamente, permitindo a expulsão dos fluidos para zonas de pressão mais

baixa. A viagem dos fluidos petrolíferos, através de rotas diversas pela subsuperfície,

até à chegada em um local portador de espaço poroso, selado e aprisionado, apto

para armazená-los, constitui o fenômeno da migração. As rotas usuais em uma bacia

sedimentar são fraturas em escalas variadas, falhas e rochas porosas diversas

(rochas carreadoras), que ligam as “cozinhas” de geração, profundas, com alta

pressão, a regiões focalizadoras de fluidos, mais rasas, com pressões menores.

2.2.2 Trapa ou Armadilha

Uma vez em movimento, os fluidos petrolíferos são dirigidos para zonas

de pressão mais baixas que os arredores, normalmente posicionadas em

situações estruturalmente mais elevadas que as vizinhanças. As configurações

geométricas das estruturas das rochas sedimentares que permitem a

focalização dos fluidos migrantes nos arredores para locais elevados, que não

permitam o escape futuro destes fluidos, obrigando-os se acumularem, são

denominadas de trapas ou armadilhas. Elas podem ser simples como o flanco

de homoclinais ou domos salinos, ou, mais comumente, como o ápice de

dobras anticlinais/arcos/ domos salinos, ou até situações complexas como

superposição de dobras e falhas de natureza diversas. Este tipo de

aprisionamento, em uma estrutura elevada, é denominado de trapeamento

estrutural. Nem sempre o petróleo é aprisionado em situações estruturais.

Eventualmente, a migração do petróleo pode ser detida pelo acunhamento da

camada transportadora, ou bloqueio da mesma por uma barreira diagenética

ou de permeabilidade, ficando então retido em posições estruturalmente não

notáveis. Neste caso, teremos um trapeamento de caráter estratigráfico.

2.2.3 Rochas-reservatório

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12

Rochas-reservatório são normalmente litologias compostas por material

detrítico de granulometria fração areia a seixo, representantes de antigos

ambientes sedimentares de alta energia, portadores de espaço poroso onde o

petróleo será armazenado e, posteriormente, será extraído. Tais rochas são

geralmente os arenitos, calcarenitos e conglomerados diversos. Entretanto,

qualquer rocha que contenha espaço poroso, não necessariamente

intergranular, de natureza diversa causado por fraturamento ou dissolução

também pode fazer às vezes de rochasreservatório. Como exemplos temos

rochas ígneas e metamórficas cristalinas fraturadas, ou mais precisamente,

qualquer tipo de rocha fraturada, mármores lixiviados, entre vários outros.

As rochas-reservatório mais comuns são areias antigas, depositadas em

dunas, rios, praias, deltas, planícies litorâneas sujeitas à influência de ondas/

marés/tempestades, e em mares e lagos profundos, através de correntes de

turbidez. Depois dos arenitos, os reservatórios mais comuns são rochas

calcárias porosas depositadas em praias e planícies carbonáticas,

desenvolvidas em latitudes tropicais e livres de detritos siliciclásticos, calcários

de recifes de organismos diversos, e, finalmente, calcários diversos afetados

por dissolução por águas meteóricas. Os valores de porosidade mais comuns

das rochas-reservatório variam de 5% - 35%, concentrando-se na faixa de 15%

- 30%.

As rochas porosas não servem apenas como armazenadores finais do

petróleo acumulado. Elas servem igualmente como rotas de migração

importantíssimas para os fluidos petrolíferos, atuando como carrier beds.

2.2.3 Rochas Selantes

Uma vez atraídos para o interior de uma trapa ou armadilha, os fluidos

petrolíferos devem encontrar uma situação de impermeabilização tal que os

impeça de escaparem. Normalmente, esta condição é provida por rochas

selantes, situadas acima das rochasreservatório, que impedem o escape dos

fluidos, aprisionando-os e formando assim uma acumulação petrolífera.

Page 13: viscosidade petroleo[1]

13

Rochas selantes são normalmente de granulometria fina (folhelhos,

siltitos, calcilutitos) ou qualquer rocha de baixa permeabilidade, cuja

transmissibilidade a fluidos seja inferior à dos reservatórios a elas relacionados

em várias ordens de grandeza (por exemplo, evaporitos diversos, rochas

ígneas intrusivas). Eventualmente, mudanças faciológicas ou diagenéticas

dentro da própria rocha-reservatório, ou mesmo elementos estruturais tais

como falhamentos, poderão servir de selo para o petróleo.

2.2.4 Sincronismo

Sincronismo, no tocante à geologia do petróleo, é o fenômeno que faz

com que as rochas geradoras, reservatórios, selantes, trapas e migração se

originem e se desenvolvam em uma escala de tempo adequada para a

formação de acumulações de petróleo. Assim sendo, uma vez iniciada a

geração de hidrocarbonetos dentro de uma bacia sedimentar, após um

soterramento adequado, o petróleo expulso da rocha geradora deve encontrar

rotas de migração já formadas, seja por deformação estrutural anterior ou por

seu próprio mecanismo de sobrepressão desenvolvido quando da geração. Da

mesma maneira, a trapa já deve estar formada para atrair os fluidos migrantes,

os reservatórios porosos já devem ter sido depositados, e não muito soterrados

para perderem suas características permo-porosas originais, e as rochas

selantes já devem estar presentes para impermeabilizar a armadilha.

Se estes elementos e fenômenos não seguirem uma ordem temporal

favorável, o sincronismo, de nada adiantará a existência defasada de grandes

estruturas, abundantes reservatórios e rochas geradoras com elevado teor de

matéria orgânica na bacia sedimentar.

A falta de sincronismo entre os elementos componentes do sistema

petrolífero tem sido uma das causas mais comuns no insucesso de perfurações

exploratórias no mundo inteiro. A Figura 2.1 ilustra o sistema petrolífero ativo

na Bacia de Campos e responsável pelas maiores acumulações de petróleo já

descobertas no Brasil.

Page 14: viscosidade petroleo[1]

14

Figura 2.1 – Ilustração esquemática do sistema petrolífero atuante na Bacia de

Campos (segundo Rangel & Martins, 1998).

2.3 Petróleo em Águas Profundas

De 1985 para os dias de hoje, tem ocorrido uma acelerada busca pelas

riquezas petrolíferas situadas em águas profundas (lâminas d’água superiores

a 600m) e ultraprofundas (lâminas d’água superiores a 2000m) dos taludes e

sopés das margens continentais de determinadas regiões do planeta. Esta

corrida, motivada pelos contínuos aumentos do preço do petróleo impostos

pelo mercado internacional, pelo decréscimo das reservas e produções de

petróleo dos países industrializados e economicamente emergentes (USA,

Canadá, Reino Unido, França, Itália, Brasil) e pela instabilidade política das

principais regiões exportadoras de petróleo, trouxe consigo um

desenvolvimento tecnológico sem paralelo na indústria petrolífera (hoje, com

um retrospecto de atividades que alcança os 150 anos). Atualmente, a

exploração e a produção de petróleo em águas profundas merece um capítulo

à parte na história da indústria petrolífera mundial.

Page 15: viscosidade petroleo[1]

15

Motivados pelos baixos custos de descoberta destes grandes volumes

de petróleo no offshore profundo e pela grande produtividade dos reservatórios

turbidíticos (na casa de dezenas de milhares de barris por dia), a indústria

petrolífera, liderada pela Petrobrás, lançou-se de maneira maciça na

prospecção de petróleo nas águas profundas. Cerca de 12 bilhões de barris de

reservas foram encontradas pela Petrobrás na Bacia de Campos .Esta bacia foi

o laboratório mundial do desenvolvimento tecnológico que nestes quinze anos

permitiu a entrada em produção de campos situados em lâminas d’água desde

400 m (Campo de Marimbá) até 1900 m (Campo de Roncador). O Golfo do

México, liderado pela Shell, participou deste “corrida”, fornecendo um grande

número de descobertas que, embora apresentassem volumes

significativamente inferiores aos da Bacia de Campos (cerca de 3 bilhões de

barris de reservas), puderam ser colocados em produção pelo imenso mercado

faminto de energia situado em suas adjacências e pela gigantesca infra-

estrutura já existente em suas águas rasas. Vinte campos de petróleo situados,

entre lâminas d’água entre 600 e 1600 m já entraram em produção no Golfo do

México.

A costa oeste da África, notadamente nas águas profundas de Angola

(delta do Congo) e Nigéria (delta do Niger), completa o chamado “triângulo

dourado das águas profundas” (Figura 2.2). Uma série impressionante de

descobertas feitas por companhias como a Elf e a Total (hoje TotalFinaElf),

Esso (hoje ExxonMobil), British Petroleum (hoje BP-Amoco) e Texaco já

somam cerca de 8 bilhões de barris de reservas. Entretanto, o único campo em

produção atualmente em lâminas d’água superiores a 600 m encontra-se na

Guiné Equatorial (Campo de La Ceiba) operado pela pequena companhia

Triton. Outras áreas em franco desenvolvimento no número de descobertas e

na perspectiva de entrada em produção de campos de petróleo em águas

profundas são o sudeste asiático (Indonésia, Filipinas e Malásia), o

Mediterrâneo (delta do Nilo no Egito e Israel, e Mar Adriático na Itália, este já

com um campo em produção em 800 m de lâmina d’água), o Mar do Norte,

Austrália, Trinidad Tobago e outros países da África Ocidental (Guiné

Equatorial, Congo, Costa do Marfim e Mauritânia).

Page 16: viscosidade petroleo[1]

16

Nas águas profundas e ultraprofundas, a maioria dos sistemas

petrolíferos ativos são deltaicos. As rochas geradoras podem ser folhelhos

prodeltaicos (eocênicos-oligocênicos), existentes antes da progradação de

grandes deltas oligo-miocênicos, tais como nos deltas do Niger, do Nilo e do

Mahakam (Indonésia), ou folhelhos mais antigos, relacionados a depósitos

anóxicos do Cenomaniano/Turoniano, cobertos igualmente por progradações

deltaicas oligomiocênicas, tais como os deltas do Orinoco (Trinidad Tobago) e

do Congo (Angola/Congo). No caso do delta do Mississipi, no Golfo do México,

as rochas geradoras principais são os folhelhos neojurássicos, com uma

significante contribuição dos folhelhos cenomaniano-turonianos. As rochas-

reservatório são predominantemente arenitos turbidíticos, a

deformação/trapeamento é do tipo compressional (relacionado a sistemas

gravitacionais interligados de deslizamento-encurtamento) ou associado à

tectônica salina e a subsidência necessária para a maturação e migração do

petróleo é originada pela sobrecarga dos espessos pacotes deltaicos sobre as

rochas geradoras subjacentes.

No caso particular da Bacia de Campos, o mesmo sistema petrolífero

atuante nas águas rasas atua igualmente em águas profundas, ou seja, as

rochas geradoras são folhelhos lacustrinos do Cretáceo Inferior e as rochas

reservatório são turbiditos de idades diversas, variando do Albiano até o

Mioceno (Figura 2.1). A maturação necessária para a geração do petróleo

parece estar ligada à progradação terciária do delta do rio Paraíba do Sul.

Page 17: viscosidade petroleo[1]

17

Figura 2.2 – Distribuição dos sistemas petrolíferos de águas profundas e

ultraprofundas no mundo. O tamanho do círculo é proporcional às reservas

encontradas. As áreas mais ricas são a Bacia de Campos, o Golfo do México e a

África Ocidental (da Nigéria até Angola).

2.4 Recuperação de Petróleo

Da quantidade de petróleo existente nos reservatórios, apenas uma

pequena fração consegue, na prática, ser retirada, o que faz com que a maior

parte do óleo encontrado permaneça no interior do reservatório. Uma

conjugação de fatores pode explicar esta ocorrência, como características da

rocha reservatório e do petróleo, mecanismos de produção prevalecentes,

arcabouço estrutural e eficiência dos métodos de recuperação secundária ou

terciária empregados.

O desenvolvimento de tecnologias que permitam extrair mais petróleo

residual aumenta a rentabilidade dos campos petrolíferos e estende sua vida

Page 18: viscosidade petroleo[1]

18

útil. Além da melhor aplicação de tecnologias para aumentar o fator de

recuperação, métodos alternativos de produção devem ser empregados para

possibilitar a produção economicamente viável desses campos.

Os métodos de recuperação de petróleo foram desenvolvidos para se

obter uma maior produção quando comparado com aquela que se obteria se

fosse utilizada apenas a energia natural do sistema.

As primeiras experiências buscavam fornecer pressão ao reservatório por

meio da injeção de um fluido que tinha como finalidade deslocar o fluido

residente no meio poros e ocupar o espaço deixado por este. Este processo

nem sempre resultava em sucesso.

Diferentes tecnologias têm sido empregadas para aumentar a

recuperação dos campos de petróleo e nos últimos seis anos diversos projetos

foram implementados no Brasil.

As principais tecnologias em desenvolvimento são:

• Melhoramento na eficiência de injeção de água – revisão das aplicações

de injeção de água, considerando os recentes avanços na

caracterização de reservatórios, tecnologia de poço e incremento na

recuperação de óleo;

• Caracterização avançada de reservatório – desenvolvimento e

integração de um grupo seleto de ferramentas de caracterização,

cobrindo um completo range de variáveis de reservatório e, ao mesmo

tempo, contribuir para o desenvolvimento dos campos;

• Controle da água produzida – otimização dos processos de produção

simultânea de água/óleo, com ênfase no fenômeno de produção

anormal de água;

• Recuperação de óleo pesado – revisão da aplicação de injeção de

vapor, através da caracterização e do estudo de métodos alternativos

para recuperação de óleo pesado, como perfuração de poços

horizontais ou diminuição da malha dos poços;

Page 19: viscosidade petroleo[1]

19

• Precipitação de parafina no reservatório – investigação da precipitação

de parafina em reservatórios de baixa temperatura, como uma possível

causa da diminuição de recuperação;

• Precipitação de asfalteno no reservatório – investigação do

comportamento de asfalteno, como causa da queda de pressão no

reservatório e seu efeito na recuperação de óleo;

• Reservatórios carbonático de baixa permeabilidade – plano de

redesenvolvimento para campos com reservatórios carbonáticos,

empregando se estimulação em poços horizontais e poços multilaterais;

A vida produtiva de um reservatório de petróleo, quando se aplicam

métodos de recuperação, compõe-se de etapas que cronologicamente são

chamadas de (Speight, 1999):

• Recuperação Primária;

• Recuperação Secundária;

• Recuperação Terciária.

Este método chamado de recuperação primária permite que

aproximadamente 25% do petróleo existente na jazida seja extraído. Este fator

pode ser aumentado utilizando técnicas especiais chamadas de recuperação

secundária e terciária.

O método de recuperação secundária consiste na perfuração de um

poço, onde é injetado um fluido para provocar um deslocamento uniforme do

tipo pistão em relação à fase óleo.

Por possuir diferentes características após um tempo a produção de óleo

começa a cair, iniciando-se assim a produção do próprio fluido injetado. A partir

de então utiliza-se o método terciário de recuperação, onde há injeção de água

Page 20: viscosidade petroleo[1]

20

com produtos químicos, vapor, que provoca alterações nas características do

petróleo, aumentando assim, o fator de recuperação do reservatório.

Dentre os métodos de recuperação, existe uma grande diversidade na

maneira de se executar a injeção de um fluido. Uma etapa muito importante no

projeto de injeção e de produção vão ser distribuídos no campo de petróleo.

Levando em consideração as características físicas do meio poroso e dos

fluidos envolvidos, o modelo escolhido deve (Thomas, 2001):

• Proporcionar a maior produção possível de óleo durante um

intervalo de tempo econômico e com menor volume de fluido

injetado;

• Oferecer boas condições de injetividade para se obter boa

produtividade resultando em vazões de produção economicamente

atrativas;

• Aspecto econômico, fazer a escolha recair sobre um esquema em

que a quantidade de poços novos a serem perfurados seja a menor

possível, principalmente no caso de um campo já desenvolvido.

Os projetos devem especificar aspectos como quantidades e distribuição

dos poços de injeção e de produção e volumes de fluidos a serem injetados e

produzidos (Tsay & Lopes).

Existem 3 principais tipos de injeção:

• Injeção na base;

• Injeção no topo;

• Injeção em malhas

A injeção na base se dá quando o reservatório tiver uma certa inclinação

e se desejar injetar água, os poços que alcançaram a parte mais baixa do

reservatório são transformados em poços de injeção. A medida que a água vai

penetrando no meio poroso o óleo vai sendo empurrado de baixo para cima, na

direção dos poços de produção que se encontram situados na parte mais alta

da estrutura.

Page 21: viscosidade petroleo[1]

21

A injeção no topo se dá quando o fluido injetado é um gás, os poços de

injeção seriam localizados no topo da formação, e os de produção na base.

Na injeção em malhas ocorre a repetição de um determinado padrão ou

arranjo dos poços de injeção e produção.

As baixas recuperações podem ser creditadas basicamente a dois

aspectos principais: alta viscosidade do óleo do reservatório e elevadas

tensões interfaciais entre o fluido injetado e o óleo.

Quando a viscosidade do fluido injetado é muito menor que a do fluido a

ser deslocado, o primeiro se move muito mais facilmente no meio poroso,

encontrando caminhos preferenciais e se dirigindo rapidamente para os poços

de produção. O óleo fica retido porque o fluido injetado não se propaga

adequadamente no reservatório.

No caso de altas tensões interfaciais, a capacidade do fluido injetado em

deslocar o óleo do reservatório para fora dos poços é bastante reduzida,

deixando saturações residuais elevadas de óleo nas regiões já contactadas

pelo fluido injetado.

A alta viscosidade do óleo dificulta o seu movimento dentro do meio

poroso, enquanto que o fluido injetado tem uma mobilidade maior, resultando

em uma recuperação baixa.

A eficiência da injeção pode ser eficientemente verificada através de

experimentos realizados numa célula de Hele-Shaw . Uma célula de Hele-Shaw é

constituída por um recipiente onde são colocados dois fluídos imiscíveis em contato.

De acordo com as propriedades físico-químicas dos fluídos, a interface de contato irá

se tornar instável, fazendo com um deles seja expulso de dentro da célula, semelhante

ao que acontece na recuperação de um reservatório através da injeção de água.

2.5 Viscosidade de Fluidos

A viscosidade dos líquidos vem do atrito interno, isto é, das forças de

Page 22: viscosidade petroleo[1]

22

coesão entre moléculas relativamente juntas. Desta maneira, enquanto que a

viscosidade dos gases cresce com o aumento da temperatura, nos líquidos

ocorre o oposto. Com o aumento da temperatura, aumenta a energia cinética

média das moléculas, diminui (em média) o intervalo de tempo que as

moléculas passam umas junto das outras, menos efetivas se tornam as forças

intermoleculares e menor a viscosidade.

Para entender a natureza da viscosidade nos líquidos, suponhamos

duas placas sólidas planas, uma sobre a outra, com um fluído contínuo entre

elas. Aplicando uma força constante a uma das placas, a experiência mostra

que ela é acelerada até atingir uma velocidade constante (chamada velocidade

terminal). Se a intensidade da força aplicada for duplicada, por exemplo, a

velocidade terminal também duplica. A velocidade terminal é proporcional à

força aplicada. Pensando que o líquido entre as placas se separa em lâminas

paralelas, o efeito da força aplicada é o de produzir diferenças de velocidade

entre lâminas adjacentes. A lâmina adjacente à placa móvel se move junto com

ela e a lâmina adjacente à placa imóvel permanece também imóvel. O atrito

entre lâminas adjacentes causa dissipação de energia mecânica e é o que

causa a viscosidade no líquido.

É um fato experimental que o módulo F da força aplicada, necessária

para manter o movimento da placa com velocidade de módulo v constante, é

diretamente proporcional à área A da placa e ao módulo da velocidade e

inversamente proporcional à distância L entre as placas. Assim, podemos

escrever:

Figura 2.3: Ilustração de duas placas planas com um fluido entre elas.

Page 23: viscosidade petroleo[1]

23

Se medirmos a força necessária para manter a placa superior movendo-

se a uma velocidade constante v0, acharemos que ela é proporcional a área

da placa, e a v0/d, onde d é a distância entre as placas. Ou seja,

F/A = µv0/d (2.1)

A constante de proporcionalidade µ é chamada de viscosidade,que

depende do fluido e da temperatura. No SI, a unidade correspondente é pascal

x s e no sistema cgs, o poise, de modo que 1 Pa x s = 10 poise. A tabela

abaixo mostra alguns coeficientes de viscosidade.

Page 24: viscosidade petroleo[1]

24

Líquidos (poise) Gases (10-4 poise)

Glicerina (20 oC) 8,3 Ar (0 oC) 1,71

Água (0 oC) 0,0179 Ar (20 oC) 1,81

Água (100 oC) 0,0028 Ar (100 oC) 2,18

Éter (20 oC) 0,0124 Água (100 oC) 1,32

Mercúrio (20 oC) 0,0154 CO2 (15 oC) 1,45

Tabela 2.1: Coeficientes de Viscosidade

Os coeficientes de viscosidade dos óleos lubrificantes automotivos são

normalmente expressos em SAE . Um óleo cuja viscosidade SAE é 10 a 55 oC,

por exemplo, possui viscosidade entre 1,6 e 2,2 poise.

Ao definirmos o coeficiente de viscosidade escolhemos o caso em que o

fluido, por efeito do movimento de uma das placas, separava-se em camadas

muito estreitas, com a camada em contato com cada placa tendo a velocidade

desta placa e as camadas intermediárias tendo velocidades que variam

linearmente de uma placa para a outra. Tal escoamento é chamado laminar ou

amelar.

O cociente τ = F/A é chamado tensão de cisalhamento. De modo geral:

mostrando a variação da velocidade das camadas de fluido com a distância à

placa parada. Esta expressão representa a chamada lei de Newton para a

viscosidade e o fluido para o qual ela é verdadeira é chamado fluido

newtoniano. Entretanto, existem fluidos como os que são suspensões de

2.2

Page 25: viscosidade petroleo[1]

25

partículas que não seguem esta lei. Por exemplo, o sangue, uma suspensão de

partículas com formas características, como discos, no caso das células

vermelhas. As partículas têm orientações aleatórias em pequenas velocidades,

mas tendem a se orientar a velocidades mais altas, aumentando o fluxo, com a

velocidade crescendo mais rapidamente do que a força.

2.5.1 Equação de Poiseuille

A equação que governa o movimento de um fluido dentro de um tubo é

conhecida como equação de Poiseuille. Ela leva em consideração a

viscosidade, embora ela realmente só é válida para escoamento não-turbulento

(escoamento laminar). O sangue fluindo através dos canais sanguíneos não é

exatamente um escoamento laminar. Mas aplicando a equação de Poiseuille

para essa situação é uma aproximação razoável em primeira ordem, e leva a

implicações interessantes.

A equação de Pouiseuille para a taxa de escoamento (volume por

unidade de área), Q, é dada por

Q = πr4 (P1-P2) / (8 µ L) (2.3)

onde P1-P2 é a diferença de pressão entre os extremos do tubo, L é o

comprimento do tubo, r é o raio do tubo, e µ é o coeficiente de viscosidade.

A coisa mais importante a ser observada é que a taxa de escoamento é

fortemente dependente no raio do tubo: r4. Logo, um decréscimo relativamente

pequeno no raio do tubo significa uma drástica diminuição na taxa de

escoamento.

Sob todas as circunstâncias em que se pode checar experimentalmente,

a velocidade de um fluido real diminui para zero próximo da superfície de um

objeto sólido. Uma pequena camada de fluido próximo às paredes de um tubo

Page 26: viscosidade petroleo[1]

26

possui velocidade zero. A velocidade do fluido aumenta com a distância às

paredes do tubo. Se a viscosidade de um fluido for pequena, ou o tubo possuir

um grande diâmetro, uma grande região central irá fluir com velocidade

uniforme. Para um fluido de alta viscosidade a transição acontece ao longo de

uma grande distância e em um tubo de pequeno diâmetro a velocidade pode

variar através do tubo, como mostrado na figura 2.4.

Figura 2.4: Comportamento do fluido de acordo com sua viscosidade

Se um fluido estiver fluindo suavemente através de um tubo, ela está em

um estado de escoamento laminar. A velocidade em um dado ponto não muda

no valor absoluto e na direção e sentido. Dizemos que a água está em fluindo

em um estado de fluxo contínuo. Um pequeno volume do fluido se movimenta

ao longo de uma linha de fluxo, e diferentes linhas de fluxo não se cruzam. No

escoamento laminar a equação de Bernoulli nos diz que nas regiões em que a

velocidade é maior a pressão é menor. Se as linhas de fluxo são comprimidas

em uma região, a pressão é menor naquela região.

Se um fluido com escoamento laminar flui em torno de um obstáculo, ele

exerce uma força de arraste sobre o obstáculo. As forças de fricção aceleram

Page 27: viscosidade petroleo[1]

27

o fluido para trás (contra a direção do escoamento) e o obstáculo para frente

(na direção do fluido).

Figura 2.5: Fluido passando por uma esfera

A figura 2.5 pode ser vista como um fluido passando por uma esfera em

um sistema de referência, ou uma esfera movendo-se através de um fluido em

outro sistema de referência.

2.6 Tensão Interfacial

De acordo com o princípio de Arquimedes, uma agulha de aço afunda

na água. Porém, se colocarmos uma agulha cuidadosamente sobre a

superfície da água, ela pode flutuar devido à tensão superficial - o líquido reage

como se fosse uma membrana.

Uma maneira de se pensar na tensão superficial é em termos de

energia. Quanto maior for a superfície, maior será a energia que está

acumulada nela. Para minimizar a energia, a maioria dos fluidos assumem

formas com a menor área de superfície. Esta é a razão pela qual pequenas

gotas de água são redondas. Uma esfera tem a superfície de menor área

Page 28: viscosidade petroleo[1]

28

possível para um dado volume. Bolhas de sabão também tendem a se formar

com áreas de menor superfície (esferas).

Precisa-se de trabalho para aumentar a área de um líquido. A tensão de

superfície pode ser definida como sendo esse trabalho:

tensão de superfície = Y = W/A (2.4)

onde A é a área da superfície.

Se tivermos um filme fino, e tentarmos esticá-lo, o filme resiste. A tensão

de superfície também pode ser definida como a força F por unidade de

comprimento L que resiste ao esticamento:

tensão de superfície = Y = F/L (2.5)

2.6.1 Princípio Físico

Na determinação da tensão interfacial de um líquido , o princípio é da

formação de uma gota ou de uma bolha (Figura 2.6). Essa forma esférica é

dada pela equação de Gauss-Laplace, que representa uma relação entre a

curvatura do menisco do líquido com a tensão de superfície γ :

(2.7)

Page 29: viscosidade petroleo[1]

29

onde R1 e R2 são os raios de curvatura , ∆P0 é a diferença de pressão em um

plano de referência , ∆ρ é a diferença de densidade, g é a aceleração devido a

ação da gravidade e h é a altura vertical da gota medida no plano de

referência.

Figura 2.6: Ilustração da formação da gota do contato água-óleo

Relação entre a tensão interfacial nas 3 fases é dada pela equação de

Young:

(2.8)

Page 30: viscosidade petroleo[1]

30

A molhabilidade é a tendência de um determinado fluído espalhar ou

aderir sobre uma superfície sólida, ela pode ser definida termodinamicamente

em termos de ângulo de contato como ilustrado na figura 2.7.

Figura 2.7: Ângulo de contato no ponto de 3 fases (água, óleo e sólido)

Figura 2.8: Ilustração da molhabilidade

2.7 Célula de Hele-Shaw

Escoamentos em baixos números de Reynolds encontram diversas

aplicações em diferentes campos do conhecimento humano. Tais escoamentos

são extremamente difíceis de serem reproduzidos em um ambiente de

laboratório devido as dimensões reduzidas do corpo de testes e as baixas

velocidades envolvidas, exigindo um controle criterioso.

Uma instabilidade hidrodinâmica peculiar, conhecida como instabilidade

de “dedos viscosos” (“viscous fingering instability”) ocorre quando um fluido de

Page 31: viscosidade petroleo[1]

31

menor viscosidade desloca um outro de maior viscosidade em um dispositivo

quase bidimensional conhecido como célula de Hele-Shaw, ilustrada na

figura2.9. Em geral, esta célula é plana, constituída por duas placas paralelas

de vidro, separadas por uma pequena distância, onde os fluidos podem

deslocar-se.

Um escoamento de Hele-Shaw ocorre quando a velocidade é

suficientemente baixa e as forças de inércia do escoamento são relativamente

pequenas em relação às forças viscosas. Quando a velocidade do fluido é

pequena as forças viscosas tornam-se preponderantes e a esteira de um corpo

rombudo é caracterizada pela ausência de emissão de vórtices alternados.

Nesta situação, muitas vezes a existência de um par de vórtices estáveis e

permanente é encontrado, conhecido como bolha de recirculação.

Pelo confinamento do fluido entre as placas paralelas do canal

hidráulico, o número de Reynolds apresentado não reflete a rigor o número de

Reynolds destes formatos bidimensionais. No método de Hele-Shaw, para que

o escoamento seja preponderantemente potencial, a relação entre as forças de

inércia e viscosas deve ser dada como:

onde L é o comprimento característico do corpo e h a separação entre placas. No caso

em que Re* >> 1, os termos inerciais tornam-se mais importantes e desta forma a

corrente se afasta de uma solução de escoamento potencial.

(2.9)

Page 32: viscosidade petroleo[1]

32

Figura 2.9: Ilustração da Célula de Hele-Shaw

2.7.1 Ensaios de Digitação em uma Célula de Hele-Shaw

A célula de Hele-Shaw permite a realização de ensaios em diferentes

ângulos e espaçamentos entre as placas, de forma a se poder estudar os

efeitos de gravidade, de capilaridade e digitação viscosa, conforme mostram as

Figuras 2.10 e 2.11.

Figura 2.10: Início do Fenômeno de Digitação O aparato experimental permite que o sistema água-óleo seja inclinado

segundo um certo ângulo, como mostrado na Figura 2.11.

Page 33: viscosidade petroleo[1]

33

Figura 2.11: Fenômeno de Digitação

Neste sistema, a formação dos dedos de óleo (B) e os dedos de água

(A) ocorrem segundo as propriedades físicas do sistema (densidades,

viscosidades, tensão interfacial), sendo acelerada através do aumento da

inclinação e espaçamento entre as placas.

Page 34: viscosidade petroleo[1]

34

3 MATERIAIS E MÉTODOS

Como uma parte dos estudos de fenômenos de digitação, foi levado em

consideração um parâmetro físico importante em tal processo que é a

viscosidade. Para a realização dos testes foi utilizado um aparato experimental

constituído de um recipiente que contém água, com volume total de 3,0 L, no

interior do qual é submerso um recipiente menor (300 mL) preenchido com óleo

de soja, isto com o objetivo de visualizar a influência da viscosidade no

deslocamento da água no óleo, observando o tipo de vazamento. No óleo

adicionou-se um corante orgânico para melhorar a visualização do fenômeno

de digitação. Foram realizados ensaios variando dois parâmetros do sistema:

temperatura do óleo e a concentração de Cloreto de Sódio (NaCl) presente no

meio aquoso. Os ensaios realizados foram filmados com o emprego de uma

câmera de vídeo digital.

Estes testes preliminares foram realizados, a fim de se obter um

parâmetro para que fosse posteriormente realizado em uma coluna, que

simulasse um duto submarino, porém desconsiderando a pressão e qualquer

movimento existente no fundo do mar. Para estes testes foram utilizados os

mesmos parâmetros, temperatura e concentração de sal utilizados nos testes

iniciais. Os ensaios realizados foram filmados com o emprego de uma câmera

de vídeo digital.

Para o estudo do contato água-óleo, foi levado em consideração a

viscosidade de diferentes tipos de petróleo. Para as determinações da

viscosidade cinemática foram utilizadas quatro amostras de petróleo dos poços

(AB-65, AB28, PM-27, P-19) as quais foram realizadas em um viscosímetro

Saybolt, ilustrado na figura 3.1, segundo a norma NBR 10441- Determinação

de viscosidade cinemática e cálculo da viscosidade dinâmica. Tais análises

foram realizadas em duplicatas.

O viscosímetro Saybolt pode ser utilizado para 4 provas simultâneas,

com controle eletrônico de temperatura digital, com variação máxima de 0,5ºC,

motor com agitador do banho, nível máximo do óleo com dispositivo para

Page 35: viscosidade petroleo[1]

35

esvaziamento, lâmpada para iluminação do painel, orifícios saybolt furol ou

universal, acompanham dois frascos receptores (picmômetro) de 60 mL e 5

litros de óleo Termo 100.

As amostras de petróleo foram aquecidas nas temperaturas de 30, 40, 50,

60, 70,80 e 90ºC. Assim foi avaliada a influência da Temperatura e tipo de

petróleo no estudo da viscosidade.

O método de determinação da viscosidade cinemática com o

viscosímetro Saybolt, implica na coleta de 60 mL de amostras de óleo

lubrificante o qual é colocado no orifício Saybolt Universal. Previamente o

banho de óleo é aquecido, este é controlado por um termômetro até

temperatura desejada. Após atingir tal temperatura, é acionado um cronômetro

que irá marcar o tempo necessário para que todo o óleo presente no cilindro do

viscosímetro complete o picnômetro, que se localiza na parte inferior do orifício

de saída de óleo, como é ilustrado na figura 3.1.

Figura 3.1 :Viscosímetro Saybolt

Page 36: viscosidade petroleo[1]

36

Após isto, teremos uma relação de volume de óleo por tempo, e a

viscosidade cinemática é encontrada utilizando a tabela de conversão (Figura

3.2).

Figura 3.2: Gráfico de Conversão da Viscosidade Saybolt para a Viscosidade

Cinemática

4 RESULTADOS E DISCUSSÕES

Page 37: viscosidade petroleo[1]

37

Na tabela 4.1 estão esquematizados os ensaios experimentais da

variação da temperatura do óleo com a concentração de sal, a fim de visualizar

o deslocamento água-óleo. Como a temperatura varia, conseqüentemente a

viscosidade também muda, então estes testes foram feitos com o intuito de

verificar o comportamento do vazamento mediante a variação da propriedade

estudada.

T(ºC)

[Sal]

(%)

15 25 27 35 50 60 70 80

0 X X � � � � �

1 X X X X � � � �

2 X X X � � � � �

3 � X � � � � � �

4 � � � � � � � �

5 � � � � � � � �

7 � � � � � � � �

10 � � � � � � � �

Tabela 4.1: Tabela da Concentração de sal em função da temperatura

X Testes em que não ocorreram vazamentos

� Testes em que ocorreram vazamentos

Page 38: viscosidade petroleo[1]

38

As filmagens propiciaram a observação das variações na forma do

deslocamento da água no óleo, mostrando comportamentos de escoamento

em forma de filetes (Figura 4.1) ou gotejamentos (Figura 4.2), segundo a

alteração das propriedades do sistema (Temperatura do óleo e Concentração

de NaCl no meio aquoso).

Figura 5.1: Ilustração do vazamento na forma de filete.

Page 39: viscosidade petroleo[1]

39

Figura 4.2: Ilustração do vazamento na forma de gotejamento

Como visto nas Figura 4.1 (Concentração de NaCl no meio aquoso de

2% p/v e Temperatura do óleo de 70ºC) e na Figura 4.2 (Concentração de

NaCl no meio aquoso de 5% p/v e Temperatura do óleo de 25ºC), ocorre

acentuada variação na forma de digitação da água no óleo.

Esta digitação está diretamente relacionada com a viscosidade do fluido

em questão, pois com o aumento de temperatura, a viscosidade diminui, dando

um vazamento diferenciado de outros onde a viscosidade é maior.

O parâmetro físico estudado no referente trabalho, ou seja, a

viscosidade, é de fundamental importância quando é estudado o deslocamento

água-óleo, bem como os fenômenos de digitação que ocorre em tal contato, e

também quando se trata de vazamento em dutos submarinos.

Na segunda parte do estudo, a fim de comparar os resultados dos testes

anteriores utilizando os mesmos parâmetros de temperatura e concentração de

Page 40: viscosidade petroleo[1]

40

sal, foram feito testes em uma coluna de vidro a fim de simular o vazamento do

óleo em um duto petrolífero, porém em todos os testes não ocorreram

vazamentos, mostrando que ambos aparatos experimentais não podem ser

comparados, e os testes iniciais não poderiam ser utilizados como parâmetros.

Na primeira parte do experimento, onde foi utilizado um recipiente de

300mL, o escoamento do óleo era facilitado devido à geometria do sistema, ou

seja, um cilindro onde em uma das suas extremidades se afunilava, como é

esquematizado na figura 4.3.

Figura 4.3: Esquema do recipiente utilizado na primeira parte do experimento

Na segunda parte dos testes, o problema do não vazamento do óleo foi

verificado devido a uma força causada pela parede existente ao redor do furo

interno da coluna, esquematizado na figura 4.4, que impedia que o óleo

pudesse sair, formando um menisco nessa região, como é ilustrado na figura

4.5. Outro problema verificado, era o furo no meio do cilindro que propiciava a

formação bolhas de ar, impedindo que o óleo vazasse.

Vazamento de óleo

-F -F

Page 41: viscosidade petroleo[1]

41

-F

Na terceira parte dos testes, foram realizados ensaios em duplicata

variando a temperatura (30 a 90ºC) para 4 diferentes tipos de poços de

petróleo, como apresentados na tabela 4.2. Os ensaios foram realizados em

um viscosímetro Saybolt, onde a viscosidade foi determinada através do tempo

de escoamento da amostra através de orifício calibrado, sob condições

padronizadas de ensaio. Após a realização dos testes a viscosidade Saybolt foi

transformada em viscosidade cinemática através de um gráfico de conversão.

Figura 4.5: Vista frontal da formação do

menisco

Sentido do escoamento do

óleo

Figura 4.4: Ilustração do Cilindro interno da coluna

Parede que impede o vazamento, formando o

menisco

+F +F

Page 42: viscosidade petroleo[1]

42

Amostras AB 28 AB 65 P 19 PM 27

30ºC 60,65 60,31 29,67 29,91 2682,05 2682,0 ---------

40ºC 33,72 33,60 19,81 19,81 1014,56 1013,0 ---------

50ºC 24,57 24,82 14,55 14,56 541,99 542,10 ---------

60ºC 17,80 16,95 10,85 10,65 333,80 334,0 ---------

70ºC 13,28 14,12 9,42 9,43 216,41 216,38 ---------

80ºC 10,04 10,50 7,62 7,55 153,05 153,10 ---------

90ºC 7,93 1,90 6,15 6,09 --------- --------- ---------

Tabela 4.2: Resultados da Viscosidade Cinemática NBR 10441-02

Na tabela 4.2, pode-se observar o decréscimo acentuado da viscosidade

com o aumento da temperatura, nos 3 tipos de petróleos utilizados. Na amostra

do P 19 à temperatura de 90º C, o petróleo entrou em combustão espontânea

devido ao baixo ponto de fulgor. Já na amostra do PM 27, foi impossível a

realização por ser muito viscoso.

A seguir são mostrados o comportamento da média com a variação da

Temperatura (Figura 4.6), do tipo de petróleo (Figura 4.7) e da interação entre

estes fatores (Figura 4.8). Observou-se que, justamente com o alto valor inicial

de P-19, este também é o que é mais afetado pela temperatura.

Page 43: viscosidade petroleo[1]

43

0

200

400

600

800

30 40 50 60 70 80

Temperatura (ºC)

Vis

cosi

dade

Cin

emát

ica

(mm

^2/s

)

Na figura 4.6 é ilustrado o comportamento da viscosidade do óleo com a

variação da temperatura, onde mostra que com o aumento da temperatura,

aumenta a energia cinética média das moléculas, diminuindo (em média) o

intervalo de tempo que as moléculas passam juntas, assim menos efetivas se

tornam as forças intermoleculares e assim sendo, menor é a viscosidade

cinemática. Foram estudadas quatro amostras de petróleo (AB-28, AB-65, P-

19, PM-27), porém todas as amostras foram analisadas, com exceção da PM-

27 devido ao alto grau de viscosidade, não podendo ser efetuados tal teste.

Figura 4.6: Comportamento das médias dos valores de viscosidade

cinemática com a variação de temperatura

Page 44: viscosidade petroleo[1]

44

0

200

400

600

800

AB 28 AB 65 P 19

Petróleo

Vis

cosi

dade

Cin

emát

ica

(mm

^2/s

)

Na figura 4.7 é feita uma comparação das viscosidades dos três

diferentes tipos de óleos (AB-28, AB-65, P-19), onde são mostradas suas

viscosidades cinemáticas, evidenciando que a amostra do P-19 é bem mais

viscosa que os dois outros petróleos estudados, o AB-28 e o AB-65.

0

500

1000

1500

2000

2500

AB 28 AB 65 P 19

Petróleo

Vis

cosi

dade

Cin

emát

ica

(mm

^2/s

)

Temperatura de 30ºC

Temperatura de 40ºC

Temperatura de 50ºC

Temperatura de 60ºC

Temperatura de 70ºC

Temperatura de 80ºC

Temperatura de 90ºC

Figura 4.7: Comportamento das médias dos valores de viscosidade

cinemática com a variação do tipo de petróleo.

Figura 4.8: Comportamento das médias dos valores de viscosidade

cinemática com a variação do tipo de petróleo

Page 45: viscosidade petroleo[1]

45

Na figura 4.8, está ilustrada uma comparação entre as amostras de

petróleo mencionadas acima, a diferentes valores de temperatura (30ºC, 40ºC,

50ºC, 60ºC, 70ºC, 80ºC, 90ºC). Com estes testes foram observados uma

diminuição da viscosidade com o aumento da temperatura, ou seja, uma

diminuição das formas intermoleculares em todas as amostras de óleo.

Contudo o P-19 apresentou uma maior variação da viscosidade como pode ser

comprovada na figura 4.8.

Estes testes de viscosidade foram realizados, com o objetivo de avaliar o

contato entre dois fluidos imiscíveis, estudando assim seu comportamento

quando ocorrem variações físicas no sistema, como por exemplo, o aumento

da temperatura.

Com isto, pode-se predizer a quantidade de óleo que irá migrar e o tipo

de escoamento que irá ocorrer, ou mesmo se o vazamento será possível.

Page 46: viscosidade petroleo[1]

46

5 CONCLUSÕES

A viscosidade é indiretamente proporcional a temperatura do sistema,

pois com o aumento da mesma, diminui a viscosidade do fluido, sendo esta, de

grande importância em estudos de deslocamento água-óleo, nos fenômenos de

digitação, e em testes de vazamentos de óleos.

A primeira parte do estudo, levando em consideração a viscosidade do

fluido, mostrou-se falha, devido à geometria do recipiente utilizado para o óleo,

ou seja, uma forma cilíndrica, afunilando em uma das extremidades, facilitando

assim o vazamento do óleo. Com isto, não foi possível a utilização dos

resultados dos testes realizados neste aparato, como parâmetros para os

experimentos realizados na coluna.

Na segunda parte, os testes foram realizados em uma coluna de vidro, o

que demonstrou erros devido à forma do cilindro interno, onde continha uma

parede ao redor do furo que causava uma força que impedia o deslocamento,

ocasionando somente a formação de um menisco, não ocorrendo o vazamento

do óleo.

Mesmo com as falhas destas duas partes dos testes, as filmagens

propiciaram a observação das variações na forma de digitação da água no

óleo, mostrando comportamentos de escoamento em forma de filetes ou

gotejamentos, segundo a alteração das propriedades do sistema, mostrando a

influência da temperatura do óleo e da concentração de sal na água. Estes

estudos preliminares, indicaram que o fenômeno da digitação e a forma que

estes deslocamento assumiram depende da concentração de sais (NaCl) no

meio aquoso e da temperatura do óleo. Estes dois parâmetros provocam

modificações na viscosidade, massa especifica, tensão superficial, entre outras

propriedades dos fluidos.

Na terceira parte foi realizado um estudo da viscosidade de diferentes

tipos de petróleo. A viscosidade dos líquidos vem do atrito interno, isto é, das

forças de coesão entre moléculas relativamente juntas. Desta maneira,

Page 47: viscosidade petroleo[1]

47

enquanto que a viscosidade dos gases cresce com o aumento da temperatura,

nos líquidos ocorre o oposto, como foi determinado com os testes realizados.

Com o aumento da temperatura, aumenta a energia cinética média das

moléculas, diminuindo (em média) o intervalo de tempo que as moléculas

passam umas junto das outras, menos efetivas se tornam às forças

intermoleculares e assim, menor é a viscosidade.

O petróleo P-19 é o que apresenta maiores valores de viscosidade

cinemática, cerca de 45 vezes o valor dos outros petróleos na temperatura de

30°C. Este também é o que é mais afetado pela temperatura, apresentando um

valor de viscosidade de 153 mm2s-1 (T=80°C), que é razoavelmente próximo

aos demais, os quais variam de 10 a 60 mm2.s-1.

Na amostra do P-19 à temperatura de 90º C o petróleo entra em

combustão espontânea, isto ocorre devido ao baixo ponto de fulgor desta

amostra.

O PM -27 não foi possível a caracterização da viscosidade cinemática,

pelo fato desta amostra ser muito viscosa.

As análises realizadas do petróleo são de grande importância no

estudo do comportamento de dois fluidos imiscíveis em um sistema água-óleo,

pois dependendo do grau de viscosidade do petróleo, o fluido tem

comportamentos diferentes. Assim pode-se obter um maior controle da

velocidade de deslocamento do fluido, bem como, da taxa de escoamento e

também do comportamento quando ocorre o contato água-óleo, em um sistema

de recuperação de jazidas petrolíferas.

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