RECUPERAÇÃO AVANÇADA DE PETRÓLEO (EOR)

Técnicas aprimoradas de recuperação de óleo são empregadas quando é alta a porcentagem restante de óleo original em locais que não podem ser recuperados por inundações de água. Geralmente, as técnicas de EOR consistem em várias abordagens, como química, térmica, microbiana e métodos de gases miscíveis ou imiscíveis. EOR químico tradicional envolve a aplicação de polímeros, surfactantes ou materiais alcalinos para melhorar a eficiência da varredura e o deslocamento do óleo a ser recuperado. Os nanofluidos ganharam atenção mundial devido ao potencial para aumentar a eficiência do EOR químico tradicional, e também melhorar o efeito de injeção. Número capilar, molhabilidade da superfície do reservatório e propriedades dos nanomateriais são fatores a serem considerados nessa técnica de nanofluidos. Zhang et al., (ZHANG, 2013) conduziram experimentos EOR usando dispersões de nanopartículas de arenito da Berea (úmido) e capilares de vidro. Seus resultados mostraram que os nanofluidos preparados podem ser aplicados em um ambiente de alta salinidade, no qual suspensões de nanopartículas de sílica não são efetivas, podendo triplicar a recuperação do petróleo quando comparado ao uso da solução de salmoura sem nanotecnologia. O mecanismo de pressão desconectado poderia ser aplicado para explicar o petróleo bruto deslocado por nanofluidos. Como mostra a Figura 11, alinha de contato do sistema trifásico começa a encolher rapidamente, impulsionada por forças capilares na presença de nanofluidos. Como o filme em forma de cunha se forma e se espalha dentro de um pequeno ângulo de contato, a pressão de disjunção da estrutura atua para separar o petróleo bruto da superfície da formação (PENG, 2017).

Figura 11: Ilustração da natureza das forças que operam na linha de contato trifásica após a introdução

do nanofluido

Sadeghpour et al. (SADEGHPOUR, 2013) prepararam emulsões “Pickering” de óleo / água (emulsão estabilizada por partículas sólidas (por exemplo, sílica coloidal) que adsorvem na interface entre duas fases) com diâmetro de 200 nm, os quais foram estabilizados por partículas de nanosílica. O ácido oleico foi absorvido na superfície das partículas para melhorar a hidrofobicidade das partículas e manter sua carga e estabilidade para que óleos muito hidrofóbicos, como alcanos de cadeia longa e parafina líquida, pudessem ser formados e estabilizados em pequenas gotículas (PENG, 2017).

El-Diasty e Salem (EL-DIASTY, 2013) investigaram o uso de partículas de nanosílica em uma formação rochosa egípcia para comparar o uso de inundação de água e de nanofluidos como métodos EOR. Como mostra a Figura 12, o uso de inundações de água para deslocar o óleo recuperou 36% de estimativa de óleo no local inicial (IOIP) no ponto de avanço, enquanto as inundações de nanofluidos recuperaram 67% de IOIP. Esta é uma evidência da capacidade do nanofluido de deslocar o óleo melhor que a água (EL-DIASTY, 2013).

Figura 12: As porcentagens de óleo recuperadas versus o volume do fluido injetado; em termos de

volume do poro

Fonte: Adaptado pelo autor de EL-DIASTY, 2013

Atualmente, as descobertas de campos de petróleo são feitas a uma taxa decrescente. Além disso, campos existentes estão em fase de declínio com as técnicas de recuperação convencionais, as quais são capazes de produzir menos de dois terços da estimativa do

petróleo contido nos reservatórios. Para complementar as técnicas existentes e aumentar a recuperação de petróleo, pesquisas sobre o uso da nanotecnologia surgiram como uma alternativa para o esquema de recuperação do petróleo terciário. "Nano-EOR" é um termo usado para descrever o uso de nanopartículas para o processo recuperação aprimorada de óleo (EOR) (EL-DIASTY, 2013).

O mecanismo pelo qual as nanopartículas melhoram a recuperação de óleo residual foi estabelecida através da alteração da molhabilidade e redução da tensão interfacial. Existe uma saturação residual de óleo nos reservatórios devido ao “aprisionamento de óleo” no nível microscópico decorrente de forças capilares e “desvio de óleo” no nível macroscópico durante a recuperação secundária. Ou seja, gotículas de óleo ficam “aprisionadas” na rocha reservatório, diminuindo o volume recuperado de óleo em relação à água no processo de extração. Uma abordagem para melhorar a recuperação de óleo de formações rochosas seria a alteração da molhabilidade de tais formações. Diz-se que uma formação apresenta molhabilidade à água se o ângulo de contato na superfície da rocha fora baixo de 90°, enquanto se diz apresentar molhabilidade ao óleo se o ângulo de contato na superfície da rocha é superior a 90°. Uma formação molhada à água teria seu óleo extraído mais facilmente do que uma formação molhada ao óleo (EL-DIASTY, 2013).

O uso de nanopartículas na melhoria da recuperação de petróleo tem sido relatado em vários artigos e livros. Ogolo et al. (2012) realizaram um estudo comparativo sobre o efeito de nanopartículas de oito diferentes óxidos (óxidos de magnésio, zinco, alumínio, silício, estanho, níquel, zircônio e ferro) na recuperação de petróleo sob condições de superfície. O meio de dispersão usado na preparação dos nanofluidos incluem água, etanol, diesel e salmoura. Os resultados experimentais do estudo mostraram que os óxidos de alumínio e silício seriam adequados para aplicação EOR quando dispersos em água e salmoura. Usando etanol como meio de dispersão, descobriu-se que o óxido de silício tratado com silano proporcionou a maior recuperação. Também foi descoberto no experimento que o óxido de o alumínio reduz a viscosidade do óleo enquanto o do silício altera a molhabilidade da rocha, bem como reduz a tensão interfacial entre óleo e água (EL-DIASTY, 2013).

Onyekonwu e Ogolo (2010) analisaram a capacidade das nanopartículas de polissilício que são hidrofílicas e lipofílicas (LHPN), nanopartículas de polissilício hidrofóbicos e lipofílicos (HLPN), e nanopartículas de polissilício que são neutralmente úmidas (NWPN) na melhoria da recuperação de petróleo através da alteração da molhabilidade. Os resultados

experimentais obtidos com o estudo indicam que HLPN e NWPN melhoraram a recuperação de óleo em formações molhadas à água devido alteração da molhabilidade e redução da tensão interfacial. Quando o meio de dispersão para as nanopartículas é etanol, observou-se que a LHPN aumenta a recuperação de óleo nas formações de petróleo que estão molhadas à água. Gotículas de óleo presas nos meios porosos são mobilizadas através de redução da tensão interfaciais (Figura 13). Além disso, o papel da pressão capilar foi alterado de uma força de barreira para uma força de condução através da alteração da molhabilidade (EL- DIASTY, 2013).

Figura 13:Mecanismo de recuperação de óleo com nanopartículas

Fonte: Adaptado pelo autor de (EL-DIASTY, 2013)

Um dos desafios associados ao uso de nanopartículas é a determinação da quantidade ideal de nanofluido para adição a um reservatório. Embora o estudo de nanopartículas como modificadores de molhabilidade seja ainda relativamente novo, sem uma explicação clara do mecanismo, é importante ressaltar que a concentração de nanopartículas em solução pode afetar a molhabilidade das rochas através da interação fluido-rocha. Roustaei e Barzagadeh (ROUSTAEI, 2015) investigaram o efeito da concentração de nanopartículas em solução aquosa sobre a molhabilidade de rochas de carbonato com o objetivo de determinar a quantidade ideal de nanofluido a ser adicionado. O resultado de seu estudo indica que uma concentração de 4 g / dL é a concentração ideal de nanofluido da superfície da rocha que altera a molhabilidade. O coeficiente de espalhamento de água (S) na superfície de um sólido molhado ao óleo e a comunicação com água e óleo pode estar relacionado à tensão interfacial entre cada fase pela seguinte expressão:

Eq.7

onde Sw é o coeficiente de espalhamento de água na superfície do sólido, γO/S é a tensão interfacial entre óleo e sólido, γW/S é a tensão interfacial entre a água e o sólido, e γO/W é a tensão interfacial entre óleo e água. Na Eq. (7), quando a tensão interfacial entre óleo e água é reduzido, o coeficiente de dispersão da água aumenta, tornando assim a superfície mais molhada à água. Além disso, se as tensões interfaciais γW/S e γO/W são reduzidas, a rocha também se torna mais molhada à água. O espalhamento da água e a redução do ângulo de contato se devem ao equilíbrio entre as forças de adesão e coesão: a força de adesão atua entre as moléculas de água e a superfície da rocha, enquanto a força de coesão atua entre as moléculas de água. Quando as tensões interfaciais entre óleo e água, e água e sólido são reduzidas, a força de adesão entre as moléculas de água e a superfície da rocha se torna mais pronunciada, aumentando assim o coeficiente de propagação da água e fazendo a rocha mais molhada à água. O coeficiente de espalhamento do petróleo na superfície de um sólido molhado à água e em comunicação com água e óleo também pode estar relacionado à tensão interfacial entre cada fase pela seguinte expressão:

Eq. 8

onde SO é o coeficiente de espalhamento de óleo na superfície sólida, γO/S é a tensão interfacial entre óleo e sólido. Na Eq. (8), quando a tensão interfacial entre óleo e água é reduzida, o coeficiente de espalhamento do óleo aumenta, tornando assim a superfície mais molhada ao óleo. Além disso, se as tensões interfaciais γO/S e γO/W são reduzidas, a rocha também se torna mais molhada ao óleo. O espalhamento de petróleo e incremento do ângulo de contato ocorre devido a um equilíbrio entre as forças de adesão e coesão: a força de adesão atua entre as moléculas de óleo e a superfície da rocha, enquanto a força de coesão atua entre as moléculas de óleo. Quando as tensões interfaciais entre óleo e água, óleo e sólido são reduzidas, a força de adesão entre as moléculas de óleo e a superfície da rocha torna-se mais pronunciada, aumentando assim o coeficiente de espalhamento de óleo e tornando a rocha mais molhada ao óleo (EL-DIASTY, 2013).

Contudo, o mecanismo de alteração da molhabilidade para nanofluidos ainda é muito recente. Muitos trabalhos relataram diferentes abordagens, mas a alteração da molhabilidade para nanopartículas é sempre do óleo para a água. Interações fluido-rocha e fluido-fluido

também ajudam a explicar como o nanofluido afeta essa alteração da molhabilidade (EL- DIASTY, 2013).