Influência da acrilamida e da poliacrilamida em sistema microemulsionado visando aplicação na recuperação avançada de petróleo

Texto

(1)UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO NORTE CENTRO DE CIÊNCIAS EXATAS E DA TERRA INSTITUTO DE QUÍMICA PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM QUÍMICA. Influência da acrilamida e poliacrilamida em sistema microemulsionado visando aplicação na recuperação avançada de petróleo. Ewerton Richard Fernandes Teixeira. ____________________________________________ Dissertação de Mestrado Natal/RN, outubro de 2012.

(2) UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO NORTE CENTRO DE CIÊNCIAS EXATAS E DA TERRA PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM QUÍMICA. EWERTON RICHARD F. TEIXEIRA. INFLUÊNCIA DA ACRILAMIDA E DA POLIACRILAMIDA EM SISTEMA MICROEMULSIONADO VISANDO APLICAÇÃO NA RECUPERAÇÃO AVANÇADA DE PETRÓLEO. Natal / RN 2012.

(3) EWERTON RICHARD F. TEIXEIRA. INFLUÊNCIA DA ACRILAMIDA E DA POLIACRILAMIDA EM SISTEMA MICROEMULSIONADO VISANDO APLICAÇÃO NA RECUPERAÇÃO AVANÇADA DE PETRÓLEO. Dissertação apresentada ao Programa de Pós-graduação da Universidade Federal do Rio Grande do Norte, como parte dos requisitos para obtenção do grau de mestre em Química. Área de concentração: Química. Orientadora: Profª. Dra. Tereza Neuma de Castro Dantas. Natal 2012.

(4) UFRN / Biblioteca Central Zila Mamede. Catalogação da Publicação na Fonte.. Teixeira, Ewerton Richard F. Influência da acrilamida e da poliacrilamida em sistema microemulsionado visando aplicação na recuperação avançada de Petróleo / Everton Richard F. Teixeira. – Natal, RN, 2012. 152 f. : il. Orientadora: Profª. Dra. Tereza Neuma de Castro Dantas. Dissertação (Mestrado) – Universidade Federal do Rio Grande do Norte. Centro de Ciências Exatas e da Terra. Instituto de Química. Programa de Pós-Graduação em Química. 1. Microemulsão - Dissertação. 2. Acrilamida - Dissertação. 3. Poliacrilamida - Dissertação. 4. Petróleo - Dissertação. 5. Química - Dissertação. I. Dantas, Tereza Neuma de Castro. II. Universidade Federal do Rio Grande do Norte. III. Título.. RN/UF/BCZM. CDU 661.18.

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(6) DEDICATÓRIA. Aos meus pais José Barbosa e Maria Fernandes pelo apoio e confiança e aos meus. irmãos. Gevison. e. Cátia. Guaraciara, por estarem sempre me incentivando..

(7) AGRADECIMENTOS Primeiramente a Deus por me ajudar nos momentos mais difíceis, pela sabedoria, saúde, calma e paz durante todo período acadêmico.. Ao meu pai José Barbosa Teixeira pela educação, incentivo e força, à minha mãe Maria Fernandes Teixeira por me dar carinho, palavra amiga, apoio moral, financeiro e por ser um exemplo de mãe, pessoa íntegra, honesta e verdadeira. Obrigado por tudo.. Aos meus irmãos Gevison Fernandes e Cátia Guaraciara por me apoiarem quando precisei e pelos incentivos.. Ao meu amigo Darling, por estar sempre ao meu lado.. À minha cunhada Salefe e meu cunhado André por sempre acreditarem no meu esforço, luta e objetividade.. Aos familiares Joaquim e Maria de Lourdes pelo apoio, confiança e estímulo.. Aos bolsistas que trabalharam comigo: Ana Tereza, Yuri Galvão, Marília, Igor e Alex por me ajudarem no desenvolvimento da pesquisa.. Aos verdadeiros amigos(as) de faculdade: Hugo Felix, Evanimek Bernardo e Flávia Freitas por estarem sempre a disposição para me escutarem e me darem conselhos.. Às amigas Adna, Yguatyara, Suzana e Ana Paula Justino, pelo apoio, atenção e descontração..

(8) Aos amigos e amigas do LTT Cássia, Ciro José, Debora, Erileide, Gineide, Giliane, Igor, Kaline, Kahildete, Keila, Natália, Rosemiro, Suliane e Taytyane, pelo apoio e confiança.. Aos Professores Dr. Hélio Scatena Jr. e Dra. Maria Aparecida Maciel por acreditarem no meu profissionalismo, capacidade e vontade.. Aos professores Dr. Alcides Wanderley, Dr. Caio Firme e Dr. Eduardo Lins por me ajudarem nos esclarecimentos durante a dissertação.. À minha orientadora Dra. Tereza Neuma de Castro Dantas, por me orientar, dar conselhos, chamar atenção, brincar, confiar, acreditar no meu potencial e no meu trabalho.. Ao mestre vidreiro Willams por disponibilizar seu laboratório, além de ajudar na confecção das vidrarias.. Aos laboratórios de Tecnologia de Tensoativo (LTT) e ao Núcleo de Processamento em Engenharia Química (NUPEG)..

(9) Química Sublimemos, amor. Assim as flores No jardim não morreram se o perfume No cristal da essência se defende. Passemos nós as provas, os ardores: Não caldeiam instintos sem o lume Nem o secreto aroma que rescende. José Saramago .

(10) RESUMO. Este trabalho tem como objetivo estudar a influência de dois aditivos, a acrilamida. e. seu. polímero,. poliacrilamida,. solubilizados. em. sistemas. microemulsionados e aplicados na recuperação avançada de petróleo. Através da obtenção do sistema microemulsionado, foram escolhidos pontos do diagrama de fases apresentando as seguintes composições: 25%, 30%, 35% C/T; 2% Fo (fixa para todos os pontos) e 73%, 68% e 63% Fa, respectivamente. O monômero e o polímero foram solubilizados nestes pontos de microemulsão nas concentrações de 0,1%; 0,5%; 1% e 2%, visando verificar a influência da concentração nas propriedades físico-químicas (tensão superficial e reologia) da microemulsão. Através do estudo de salinidade, foi possível observar que as concentrações 1% e 2% de polímero turvaram a microemulsão, portanto, o estudo de tensão e reologia foi realizado para as concentrações 0,1% e 0,5% de monômero e polímero, respectivamente. Através do estudo de tensão superficial observou-se que à medida que aumenta a concentração de matéria ativa (C/T) altera a tensão superficial para ambos sistemas com e sem aditivos. No estudo de reologia, à medida que aumenta a concentração de matéria ativa, aumenta tanto a viscosidade do sistema microemulsionado (SME) sem aditivo, quanto o SME com polímero (AD2). Após esse estudo, foi selecionado o ponto de menor concentração de matéria ativa (25% C/T; 2% Fo e 73% Fa) acrescido dos aditivos nas concentrações 0,1% e 0,5% para serem utilizados na recuperação avançada de petróleo. Os ensaios foram realizados em arenitos da formação Botucatu, onde, após terem sido realizados os testes, concluiu-se que dentre os pontos estudados, o que apresentou a melhor eficiência de deslocamento avançada foi o sistema microemulsionado + 0,5% de poliacrilamida (AD2), com uma recuperação de 28% de óleo in place e total de 96,49%, que ao ser comparada a solução de 0,5% do mesmo polímero apresentou recuperação avançada de 14,1% de óleo in place e 67,39% de eficiência de deslocamento total. A realização deste trabalho mostrou que a utilização de polímeros em sistemas microemulsionado aparece como uma alternativa viável na recuperação avançada de petróleo. Palavras–chave: Microemulsão. EOR. Acrilamida. Poliacrilamida..

(11) ABSTRACT. This work aims to study the influence of two additives, the monomer, acrylamide and its polymer, polyacrylamide, solubilized in microemulsion systems and applied on enhanced oil recovery. By the microemulsion system obtained, it was chosen points into the phase diagram, presenting these compositions: 25%, 30%, 35% C/T; 2% Fo (fixed for all points) e 73%, 68% e 63% Fa, respectively. However, the monomer and the polymer were solubilized in these microemulsion points with 0.1%; 0.5%; 1% e 2% of concentration, ordering to check the concentration influence at the physicochemical properties (surface tension and rheology) of the microemulsion. Through the salinity study, was possible to observe that the concentrations of 1% and 2% of polymer made the solution became blurred, accordingly, the study of surface tension and rheology only was made for the concentrations of 0.1% e 0.5% of monomer and polymer, respectively. By the surface tension study it was observed that how the concentration of active matter (C/T) was increasing the surface tension was amending for each system, with or without additives. In the rheology study, as it increases the concentration of active matter increases both the viscosity of the microemulsion system (SME) with no additive, as the SME with polymer (AD2). After the entire study, it was chosen the lower point of active matter (25% C/T; 2% Fo e 73% Fa), plus additives in concentrations of 0.1% and 0.5% to be used on enhanced oil recovery. Assays were made on sandstone from Botucatu Formation, where after the tests, it was concluded that among the studied points, the point who showed the best efficiency of advanced shift was the microemulsion system + 0.5% AD2, with a recovery of 28% of oil in place and a total of 96,49%, while the other solution with 0.5% of polymer presented the worst result, with 14.1% of oil in place and 67,39% of efficiency of total displacement. Keywords: Microemulsion. EOR. Acrylamide. Polyacrylamide..

(12) LISTA DE FIGURAS. Figura 1- Molécula de tensoativo ..................................................................... 21 Figura 2- Molécula de tensoativo aniônico ....................................................... 22 Figura 3- Molécula de tensoativo catiônico ...................................................... 23 Figura 4- Molécula de tensoativo não iônico .................................................... 23 Figura 5- Molécula de tensoativo zwitteriônico ................................................. 24 Figura 6- Molécula de tensoativo polimérico .................................................... 26 Figura 7- Molécula de tensoativo de origem natural......................................... 26 Figura 8- Tensão superficial x concentração .................................................... 28 Figura 9- Micelas direta e inversa .................................................................... 30 Figura 10- Esquema representativo da dependência das prorpiedades físicoquímicas em função da concentração .............................................................. 31 Figura 11- Variação da C.M.C x temperatura do SDS e penta (etileno glicol) monodecil éter .................................................................................................. 34 Figura 12- Concentração x temperatura ........................................................... 36 Figura 13- Microemulsão (o/a) e Microemulsão (a/o) ....................................... 38 Figura14- Estruturas micelares ........................................................................ 39 Figura 15- Diagrama pseudoternário ................................................................ 40 Figura 16 Mudanças das regiões de winsor com variação da temperatura e salinidade ......................................................................................................... 42 Figura 17- Variação do co-tensoativo para SDS .............................................. 44 Figura 18- Rocha com alto e baixo volume de vazios ...................................... 50 Figura 19- Métodos de recuperação avançados de petróleo ........................... 57 Figura 20- Diagrama pseudoternário ................................................................ 67 Figura 21- Tensiômetro .................................................................................... 69 Figura 22- Distribuição da microemulsão numa solução aquosa ..................... 70 Figura 23- Reômetro Haake para medidas de viscosidade .............................. 72 Figura 24- Rocha de formação Botucatu .......................................................... 73 Figura 25- Porosímetro .................................................................................... 73 Figura 26- Simulador de reservatório ............................................................... 75 Figura 27- Diagrama de fases com C/T =1 ...................................................... 91 Figura 28- Diagrama de fases com C/T =2 ...................................................... 91.

(13) Figura 29- Microemulsão composta de 25% C/T com 2% de polímero ............ 93 Figura 30- Curva de fluxo do ponto 25% C/T sem aditivos ............................ 100 Figura 31- Micela mista entre moléculas de polímero e constituintes da microemulsão ................................................................................................. 102 Figura 32- Variação da viscosidade x taxa de cisalhamento .......................... 103 Figura 33- Gráfico de recuperação para o ponto 25% C/T sem aditivos ........ 108 Figura 34- Gráfico de recuperação para o ponto 25% C/T com 0,1% de AD1 ............................................................................................................... ........109 Figura 35- Gráfico de recuperação para o ponto 25% C/T com 0,1% de AD2........ ........................................................................................................ 109 Figura 36- Gráfico de recuperação para o ponto 25% C/T com 0,5% de AD1......................................................................................................111 Figura 37- Gráfico de recuperação para o ponto 25% C/T com 0,5% de AD2.. ....................................................................................................................... 111 Figura 38- Gráfico de recuperação para o ponto 0,5% AD2 .......................... 112.

(14) LISTA DE TABELAS. Tabela 1- Grupos hidrofóbicos e quantidades de carbono ............................... 27 Tabela 2- Tipos de tensoativos iônicos x C.M.C .............................................. 32 Tabela 3- Grau de etoxilação x C.M.C ............................................................. 32 Tabela 4- Composição do petróleo .................................................................. 46 Tabela 5- Países que mais consomem petróleo .............................................. 47 Tabela 6- Os países e suas reservas ............................................................... 48 Tabela 7- Distribuição do tamanho das partículas ........................................... 53 Tabela 8- Análise mineralógica para formação Botucatu ................................. 55 Tabela 9- Listagem dos equipamentos ............................................................ 56 Tabela 10- Estudo da adição dos aditivos ao sistema microemulsionado ....... 94 Tabela 11- Tensão superficial do sistema microemulsionado contendo como tensoativos (Renex 95 e OCS), co-tensoativos (álcool isopropílico e ptss), fase óleo (querosene) e fase água (água destilada) com e sem aditivos ................ 96 Tabela 12- Valores obtidos a partir das C.D.L para os pontos com 35% C/T com e sem aditivos em meio salino.................................................................. 98 Tabela 13- Valores de diluições máxima para os pontos 35% C/T com e sem aditivos, em meio salino ................................................................................... 98 Tabela 14- Valores dos ΔG para os pontos 35% C/T com e sem aditivos ....... 99 Tabela 15- Viscosidades dinâmicas ............................................................... 101 Tabela. 16-. Propriedades. dos. plugs. utilizados. no. experimento. de. recuperação................................................................................. ................... 106 Tabela 17- Saturações iniciais de óleo e água nos plugs .............................. 107 Tabela 18- Dados da recuperação de petróleo .............................................. 108 Tabela 19- Pressão máxima de percolação ................................................... 113.

(15) LISTA DE SIGLAS h – Altura (cm) k – Permeabilidade absoluta (mD) kro – Permeabilidade relativa ao óleo (mD) krg - Permeabilidade relativa ao gás (mD) krw - Permeabilidade relativa à água (mD) ko – Permeabilidade efetiva ao óleo (mD) kg – Permeabilidade efetiva ao gás (mD) kw – Permeabilidade efetiva à água (mD) µ - Viscosidade (cP) l – Comprimento (cm) Δp – Diferença de pressão (psi) q – Vazão (cm³ / min) A – Área (cm²) Sor – Saturação de óleo residual (%) Swi – Saturação de água inicial (%) OIP – Óleo in place (%) ρ – Densidade (g/ml) g – Força gravitacional (m/s) Ɣ – Tensão superficial (mN/m) r – Raio (cm) ϕ – Porosidade (%) Soi – Saturação de óleo inicial (ml) Voi – Volume de óleo inicial (ml) Vs – Volume do sólido (cm³) EDC – Eficiência de deslocamento pelo método convencional (%) EDE – Eficiência de deslocamento pelo método especial (%) EDT – Eficiência de deslocamento total (%).

(16) SUMÁRIO 1 INTRODUÇÃO .............................................................................................. 18. 2 ABORDAGEM TEÓRICA ............................................................................. 21. 2.1 TENSOATIVOS .......................................................................................... 21 2.2 CLASSIFICAÇÃO QUÍMICA ...................................................................... 21 2.3 CLASSIFICAÇÃO DE ACORDO COM O GRUPO ..................................... 22 2.3.1 Grupo polar ............................................................................................ 22 2.3.1.1 Tensoativos iônicos .............................................................................. 22 2.3.1.1.1 Tensoativos aniônicos ....................................................................... 22 2.3.1.1.2 Tensoativos catiônicos ...................................................................... 23 2.3.1.2 Tensoativos não iônicos ....................................................................... 23 2.3.1.3 Tensoativos zwitteriônicos.................................................................... 24 2.3.1.4 Tensoativos anfótero ............................................................................ 24 2.3.1.5 Tensoativos organo-siliconados ........................................................... 25 2.3.1.6 Tensoativos polimérico ......................................................................... 25 2.3.1.7 Tensoativos de origem natural ............................................................. 26 2.3.2 Grupo apolar .......................................................................................... 26 2.4 TENSÃO SUPERFICIAL ............................................................................ 27 2.4.1 Interferentes da tensão superficial ...................................................... 27 2.4.1.1 Eletrólitos.............................................................................................. 27 2.4.1.2 Tensoativos .......................................................................................... 28 2.4.1.3 Componentes orgânicos....................................................................... 28 2.5 CONCENTRAÇÃO MICELAR CRÍTICA (C.M.C) ....................................... 28 2.5.1 Fatores que influenciam a C.M.C ......................................................... 30 2.5.1.1 Estrutura química do tensoativo ........................................................... 30 2.5.1.2 Temperatura ....................................................................................... 32 2.5.1.3 Outros tipos de interferentes ................................................................ 33 2.6 PONTOS DE KRAFFT E TURBIDEZ ......................................................... 34 2.7 MICROEMULSÃO ...................................................................................... 37 2.7.1 Classificação de Winsor ....................................................................... 39.

(17) 2.8 TERMODINÂMICA DAS MICROEMULSÕES ............................................ 40 2.9 FATORES QUE INFLUENCIAM AS REGIÕES DE MICROEMULSÃO ..... 41 2.9.1 Temperatura........................................................................................... 41 2.9.2 Salinidade .............................................................................................. 42 2.9.3 Razão co-tensoativo/tensoativo ........................................................... 42 2.9.4 Natureza da fase óleo............................................................................ 43 2.9.5 Natureza do co-tensoativo .................................................................... 43 2.10 POLÍMERO .............................................................................................. 44 2.10.1 Poliacrilamida ...................................................................................... 45 2.11 PETRÓLEO .............................................................................................. 46 2.12 PROPRIEDADES DAS ROCHAS ............................................................ 49 2.12.1 Porosidade ........................................................................................... 49 2.12.2 Saturação ............................................................................................. 50 2.12.3 Permeabilidade .................................................................................... 51 2.12.4 Granulometria ...................................................................................... 52 2.13 ROCHA UTILIZADA ................................................................................. 53 2.13.1 Arenito Botucatu ................................................................................. 54 2.14 MÉTODOS DE RECUPERAÇÃO DE PETRÓLEO .................................. 55 2.14.1 Métodos de recuperação convencionais .......................................... 56 2.14.2 Métodos de recuperação avançados ................................................. 57 2.14.2.1 Método de deslocamento miscível ..................................................... 58 2.14.2.2 Método de deslocamento térmico ...................................................... 58 2.14.2.3 Método de deslocamento químico ...................................................... 59 2.15. PROPRIEDADES. QUE. INFLUENCIAM. OS. MÉTODOS. DE. RECUPERAÇÃO DE PETRÓLEO ................................................................... 60 2.15.1 Mobilidade............................................................................................ 60 2.15.2 Razão de mobilidade ........................................................................... 61 2.15.3 Volume deslocável .............................................................................. 61 2.15.4 Volume deslocado ............................................................................... 61 2.15.5 Eficiência de varrido horizontal ......................................................... 62 2.15.6 Eficiência de varrido vertical .............................................................. 62 2.15.7 Eficiência de deslocamento ............................................................... 63 2.15.8 Eficiência de recuperação .................................................................. 63.

(18) 3 ESTADO DA ARTE ...................................................................................... 66. 4 METODOLOGIA EXPERIMENTAL .............................................................. 75. 4.1 REAGENTES UTILIZADOS ....................................................................... 75 4.2 EQUIPAMENTOS UTILIZADOS ................................................................ 75 4.3 SISTEMAS MICROEMULSIONADOS ....................................................... 76 4.4 DETERMINAÇÃO DA CONCENTRAÇÃO ÓTIMA DOS ADITIVOS NOS SISTEMAS MICROEMULSIONADOS ............................................................. 78 4.5 DETERMINAÇÃO DA TENSÃO SUPERFICIAL ........................................ 78 4.6 DETERMINAÇÃO DA CONCENTRAÇÃO DE DILUIÇÃO LIMITE (C.D.L) 79 4.7 DETERMINAÇÃO DA ENERGIA LIVRE DE GIBBS .................................. 80 4.8 ESTUDO DA INFLUÊNCIA DA SALINIDADE NA MICROEMULSÃO ........ 80 4.9 VISCOSIDADES DOS SISTEMAS ............................................................. 81 4.10 OBTENÇÃO DOS PLUGS E PROPRIEDADES DAS ROCHAS .............. 82 4.10.1 Obtenção dos plugs ............................................................................ 82 4.10.2 Porosidade ........................................................................................... 83 4.10.3 Permeabilidade .................................................................................... 84 4.11 SATURAÇÃO DOS PLUGS ..................................................................... 84 4.12 SISTEMA DE INJEÇÃO DE FLUIDOS ..................................................... 85 4.13 RECUPERAÇÃO DE PETRÓLEO ........................................................... 87. 5 RESULTADOS E DISCUSSÃO .................................................................... 90. 5.1 SISTEMAS DE MICROEMULSÃO E SUA ADITIVAÇÃO........................... 89 5.2 DETERMINAÇÃO DA CONCENTRAÇÃO ÓTIMA DOS ADITIVOS NOS SISTEMAS MICROEMULSIONADOS ............................................................. 92 5.3 ESTUDO DA SALINIDADE ........................................................................ 95 5.4 TENSÃO SUPERFICIAL ............................................................................ 96 5.5 AVALIAÇÃO DO COMPORTAMENTO DA MICROEMULSÃO ATRAVÉS DA DILUIÇÃO ................................................................................................ 97 5.6 TERMODINÂMICA DAS MICROEMULSÕES ............................................ 99 5.7 VISCOSIDADE DOS SISTEMAS ............................................................. 100.

(19) 5.8 APLICAÇÕES. DOS. SISTEMAS. MICROEMULSIONADOS. NA. RECUPERAÇÃO DE PETRÓLEO ................................................................. 105 5.9 PARÂMETROS PARA ESCOLHA DOS PLUGS...................................... 106. 6 CONCLUSÃO ............................................................................................. 116. REFERÊNCIAS .............................................................................................. 119. ANEXOS ........................................................................................................ 127.

(20) CAPÍTULO 4 - METODOLOGIA EXPERIMENTAL.

(21) 76. 4. METODOLOGIA EXPERIMENTAL. Este capítulo é dedicado à descrição dos equipamentos, reagentes, procedimentos e materiais que foram utilizados neste trabalho. Os principais procedimentos utilizados foram a calcinação dos plugs; determinação das propriedades das rochas, como porosidade e volume poroso; determinação da concentração de diluição limite (C.D.L); verificação da influência da salinidade na C.D.L nos sistemas com monômero e polímero; verificação da energia livre de diluição, estudo da tensão superficial; estudo da viscosidade com o aumento da taxa de cisalhamento e por fim, o ensaio de recuperação de petróleo para avaliar a eficiência de deslocamento dos sistemas microemulsão contendo monômero e polímero.. 4.1 - REAGENTES UTILIZADOS. Dentre os reagentes utilizados, os principais foram: Renex 95, poliacrilamida, acrilamida, solução de KCl 2%, álcool isopropílico, p-tolueno sulfonato de sódio, querosene e xileno, todos com grau analítico P.A. e o óleo de coco saponificado (OCS) de produção regional.. 4.2 - EQUIPAMENTOS UTILIZADOS. Na Tabela. 9 estão listados os equipamentos que foram utilizados. durante este trabalho.. Ewerton Richard F. Teixeira, Outubro/2012.

(22) 77 Tabela 9 – Listagem dos equipamentos com suas respectivas marcas e modelos utilizados.. Equipamento. Marca. Modelo. Reômetro. Thermo Cientific. Haake Mars. Tensiômetro. Sensadyne. Qc 6000. Destilador. Tecnal. TE-1782. Simulador. de Labconte. -. reservatório Mufla. EDG. EDGCON 3P. Balança analítica. Tecnal. B-TEC-W210A. Agitador magnético. Edulab. Banho Dubnoff. Tecnal. TE - 053. Centrífuga. Quimis. Q222TM216. -. 4.3 – SISTEMAS MICROEMULSIONADOS. O sistema microemulsionado (SME) utilizado neste trabalho foi desenvolvido e estudado por Vale (2009) (Figura 20), o qual apresentava como constituintes Renex 95, álcool isopropílico, 5% de p-tolueno sulfonato de sódio (ptss), querosene e água destilada. Esse sistema apresentou bons resultados na recuperação avançada de petróleo e que neste trabalho é aditivado com monômero e polímero.. Ewerton Richard F. Teixeira, Outubro/2012.

(23) 78 Figura 20 – Diagrama de microemulsão. (Vale, 2009). Fonte: Vale (2009). A partir do diagrama de microemulsão foram determinadas as massas dos aditivos a serem utilizadas. Inicialmente foram adicionados os aditivos na fase aquosa do sistema em um becker separado e depois colocados para homogeneizar em agitador magnético. Depois de aproximadamente 30 minutos de agitação, foi adicionado na solução contendo aditivo o hidrotropo (ptss) e mantém-se em agitação vigorosa por mais 15 minutos. Em outro Becker, foram pesados os tensoativos (Renex 95 e OCS), o co-tensoativo (álcool isopropílico), fase óleo (querosene) e também colocados para agitar em um agitador magnético. Em seguida, as duas soluções foram misturadas e colocadas novamente no agitador magnético, mantendo-se sob essa agitação durante 20 minutos, para formação da microemulsão. Como a região de interesse de estudo é a região de Winsor IV, (microemulsão) foram escolhidos os pontos com as concentrações de C/T variando entre 25% e 60%.. Ewerton Richard F. Teixeira, Outubro/2012.

(24) 79. 4.4 – DETERMINAÇÃO DA CONCENTRAÇÃO ÓTIMA DOS ADITIVOS NOS SISTEMAS MICROEMULSIONADOS. Junto com o sistema microemulsionado decidiu-se utilizar dois tipos de aditivos, um monômero (acrilamida) e seu respectivo polímero (poliacrilamida), variando-se suas concentrações em 0,1%, 0,5%, 1% e 2%. 4.5 – DETERMINAÇÃO DA TENSÃO SUPERFICIAL. As medidas das tensões superficiais dos sistemas microemulsionados foram realizadas no tensiômetro Sensadyne (Figura 21), na temperatura de 30ºC. Uma visão do equipamento completo encontra-se no anexo 1. O método utilizado para determinar a tensão superficial foi a pressão máxima da bolha, em que se aplica uma pressão crescente em dois capilares com diâmetros diferentes, de modo que forme bolhas nas extremidades. Geralmente se utiliza um gás inerte (nitrogênio). Os capilares são imersos no fluido com a frequência determidada do borbulhamento do gás. Com a diferença dos diâmetros entre os capilares, a pressão exercida em cada capilar torna-se diferente e é relacionada diretamente com a tensão superficical do fluido, como é mostrado na Equação 17 (Shaw, 1970).. ∆𝑃 = 𝑃1 − 𝑃2 = 𝜌𝑔ℎ +. 2𝛾 𝑟1. − 𝜌𝑔ℎ +. 2𝛾 𝑟2. =. 2𝛾 𝑟1. −. 2𝛾 𝑟2. (17). Onde p1 é a pressão exercida no capilar de menor diâmetro, p2 é a pressão exercida no capilar de maior diâmetro, g é a força da gravidade, h é a altura dos capilares, 𝜌 é a densidade do líquido, 𝛾 é a tensão do líquido, r1 é o raio do capilar de menor diâmetro e r2 é o raio do capilar de maior diâmetro. Com a utilização de dois capilares, elimina-se a interferência de componentes hidrostáticos que o tensiômetro de um capilar não consegue eliminar. O capilar de maior diâmetro mede o efeito da profundidade de imersão, enquanto que o valor da pressão máxima da bolha do capilar menor é a tensão superficial (Curbelo, 2006). Ewerton Richard F. Teixeira, Outubro/2012.

(25) 80 Figura 21 – Tensiômetro Sensadyne para medidas das tensões superficiais. Cilindro. de Termopar. gás nitrogênio. Capilar. de. menor diâmetro. Capilar. de. maior diâmetro. Fonte: Teixeira (2012). Nesse tensiômetro são utilizados 30 mL de solução do fluido a ser analisado. Primeiramente é aberta a válvula do gás nitrogênio, posteriormente, realizada a calibração da tensão alta com a água (71,4 dina/cm) e, em seguida, a calibração da tensão baixa com o álcool etílico (21,6 dina/cm), ambos a 30ºC. Por fim, a amostra é adicionada em um becker e iniciado a medida. 4.6 – CONCENTRAÇÃO DE DILUIÇÃO LIMITE (C.D.L). Foram realizadas análises de tensão superficial para se determinar os valores de C.D.L para o sistema microemulsionado com monômero e o sistema microemulsionado. com. polímero. nas. mesmas. concentrações. ditas. anteriormente. Para se determinar a C.D.L dos sistemas com e sem aditivos e KCl, foram feitos pontos do sistema microemulsionados com concentração máxima de tensoativo/co-tensoativo e, em seguida, a medição da tensão superficial. Depois, esse ponto do sistema microemulsionado foi diluído adicionando-se um volume conhecido de água e calculando-se a nova concentração. Essa etapa foi repetida até se observar que a tensão superficial da amostra torna-se próxima ou igual à da água (H2O = 72,8 Dina/cm). Neste momento, é finalizada a análise e, posteriormente, são plotados os dados em um software gráfico. Ewerton Richard F. Teixeira, Outubro/2012.

(26) 81. Dentre os editores gráficos existentes, foi utilizado o Origin e após a plotagem dos dados de tensão superficial x log da concentração, foram observadas duas curvas, em que o ponto de interseção entre elas é o valor da C.D.L como mostra Figura 22.. Figura 22– Distribuição da microemulsão numa solução aquosa.. C.D.L. Fonte: Teixeira (2012). 4.7 – DETERMINAÇÃO DA ENERGIA LIVRE DE GIBBS. Com a determinação da C.D.L para os pontos dos sistemas microemulsionados com e sem aditivos, variando-se as suas concentrações, além da variação da concentração salina, pode-se determinar a energia livre de Gibbs de diluição (ΔGdil) através da Equação 3, capítulo 2. 4.8 – ESTUDOS DA INFLUÊNCIA DA SALINIDADE NA MICROEMULSÃO. Foi realizado um estudo da variação da concentração de KCl nos sistemas microemulsionados com polímero e monômero, onde foi adicionado KCl nas concentrações de 0,5%; 1%; 1,5% e 2%. Primeiramente, foram realizados os cálculos de todos os constituintes, em seguida, a partir da massa de água, foi determinado a massa de KCl para se fazer a solução com a concentração desejada. Ewerton Richard F. Teixeira, Outubro/2012.

(27) 82. Para cada ponto do sistema microemulsionado, foram variadas tanto a concentração dos aditivos, quanto a concentração salina. Por fim, os sistemas microemulsionados com os aditivos foram postos para agitação durante aproximadamente 30 minutos para a homogeneização, e, em seguida, foram observados se houve ou não completa solubilização dos componentes. 4.9 – VISCOSIDADE DOS SISTEMAS. As viscosidades dos sistemas foram determinadas através do reômetro Haake Mars da Thermo Cientific, que se baseia no princípio de funcionamento rotacional ou tubular de um sensor (Z41) que opera em cisalhamento estacionário ou dinâmico imerso em um fluido ou amostra. Este equipamento fornece alguns parâmetros dos fluidos a serem analisados, como a curva de escoamento, comportamento reológico e comportamento visco-elástico. O equipamento é composto por um reômetro, computador para transferência dos dados e um banho termostatizado, no qual se pode variar a temperatura entre 0º e 100ºC (Figura 23). É utilizada uma alíquota mínima de aproximadamente 15 mL de amostra, onde ela é adicionada ao cilindro coaxial (Z43) e, em seguida, aplicada um torque para manter a rotação do sensor, que ficará imerso na amostra. Este estudo foi realizado para se analisar o comportamento dos sistemas microemulsionados com os aditivos em função da taxa de cisalhamento e tensão de cisalhamento, já que os fluidos injetados sofrem mudanças das suas propriedades por cisalhamento (Curbelo, 2006). A temperatura utilizada foi 30°C, a uma taxa de cisalhamento variando até 600 s-1 e tempo de 120 segundos.. Ewerton Richard F. Teixeira, Outubro/2012.

(28) 83 Figura 23 – Reômetro Haake Mars para medidas de viscosidade.. Fonte: Teixeira (2012). 4.10 – OBTENÇÃO DOS PLUGS E PROPRIEDADES DAS ROCHAS. Nos estudos realizados em rochas, primeiramente deve-se conhecer algumas das suas propriedades, pois são de grande importância no momento da realização do experimento. 4.10.1 – Obtenção dos plugs. Os plugs utilizados foram retirados de amostras de arenitos da formação Botucatu, onde inicialmente perfurou-se a rocha reservatório com uma perfuratriz, com uma broca de 190 mm de comprimento e 44 mm de diâmetro interno. Após o corte realizado com as medidas pré-definidas, neste caso com 60 mm de comprimento e 44 mm de diâmetro, os plugs foram colocados em uma mufla e calcinados a uma temperatura de 700°C, durante 6 horas, em uma rampa de aquecimento de 10°C/min, garantindo, dessa forma, a decomposição de todo material orgânico, além a evaporação de toda a umidade contida nos Ewerton Richard F. Teixeira, Outubro/2012.

(29) 84. poros da rocha, aumentando tanto o volume de vazios quanto a permeabilidade (Paulino, 2007). Uma fotografia típica do plug é mostrada na Figura 24. Figura 24– Plug da formação Botucatu.. Fonte: Teixeira (2012). 4.10.2 – Porosidade. A determinação da porosidade foi realizada através de um porosímetro (Figura 25), cuja medida foi baseada no método descrito por (Paulino, 2007). Figura 25 – Porosímetro. (Paulino, 2007). Fonte: Paulino (2007). Ewerton Richard F. Teixeira, Outubro/2012.

(30) 85. Neste método, através da pressão e do volume é construída uma curva de calibração, através da qual se determina o volume médio para cada amostra e em seguida a porosidade. A porosidade está diretamente relacionada com o volume poroso das rochas, como é mostrado através da Equação 18, onde Vp é o volume poroso, VR é o volume do plug e Φ a porosidade. 𝑉𝑃 = 𝛷 ∗ 𝑉𝑅. (18). 4.10.3 – Permeabilidade. As permeabilidades absoluta (K), efetiva à água (Kw) e efetiva ao óleo (Ko), foram determinadas durante as etapas de saturação dos fluidos na rocha reservatório. Na etapa de saturação com salmoura, foi determinada a permeabilidade absoluta (K). Entretanto, na etapa de saturação com petróleo, foram determinadas as permeabilidades efetiva à água (Kw) e efetiva ao óleo (Ko) (Rosa et al., 2006). As permeabilidades dos plugs foram determinadas através da lei de Darcy (Equação 19), utilizada para fluxo em meios porosos, onde K é a permeabilidade (mD), Q é a vazão (cm3 / s), L é o comprimento do meio poroso (cm), A a área da seção transversal (cm2), ΔP a variação de pressão (atm) e µ a viscosidade do fluido (cP).. 𝐾=. 𝑄∗ 𝜇 ∗ 𝐿 𝐴∗ ∆𝑃. (19). 4.11 – SATURAÇÃO DOS PLUGS. A salmoura ou fase aquosa constituída de 2%, em peso, de KCl, foi utilizada para saturação dos plugs, esta solução foi usada para simular a água de formação do reservatório, uma vez que esta apresenta alguns sais dissolvidos em sua composição, além de evitar a obstrução dos poros da rocha, bloqueando o fluxo dos fluidos pelo inchaço da argila. Ewerton Richard F. Teixeira, Outubro/2012.

(31) 86. A fase óleo é composta pelo petróleo diluído com 5% de xileno em volume. O petróleo bruto foi obtido do campo de Ubarana/ UO-RN-CE. 4.12 – SISTEMA DE INJEÇÃO DE FLUIDOS. A injeção dos fluidos foi realizada no simulador de reservatório (Figura 26), onde foi aplicada uma pressão de confinamento de 1000 psi, a uma vazão constante de 0,5 mL/min, à 30º C. A foto do equipamento se encontra no anexo 7. A operação deste equipamento adotou a seguinte metodologia: Inicialmente, foram ligados o sistema, o simulador e os transdutores. Em seguida, verificados se existe água nos reservatórios (1 e 2) e, posteriormente, injetou-se água destilada passando pelo transdutor (3) para a calibração do mesmo. Na etapa seguinte, o plug foi colocado dentro da camisa (4) e depois dentro do holder (5). Após conectar todas as tubulações ao holder, aplicou-se a pressão de confinamento (6) de 1000 psi para evitar que os fluidos injetados não passassem entre a camisa e o arenito. Depois disso, adicionam-se os fluidos a serem injetados na célula de confinamento (7) e, posteriormente, inicia-se o bombeamento dos fluidos para a rocha reservatório. Figura 26 – Simulador para determinação das eficiências de deslocamento.. 6 2 5 4 7. 3. 1 Fonte: Teixeira (2012). As etapas de injeção de fluidos são divididas em 4. As duas primeiras são etapas de saturação, enquanto que as outras duas são de recuperação. Ewerton Richard F. Teixeira, Outubro/2012.

(32) 87. Na primeira etapa de saturação foram utilizados 300 mL da solução de KCl 2% em massa, a vazão constante de 0,5 mL/min, até que fosse atingido cerca de 8 volumes porosos de salmoura injetada, simulando, desta forma, o processo de embebição do reservatório (Vale, 2009). Na segunda etapa de saturação, foram utilizados 300 mL da solução de petróleo + 5% de xileno, em volume, a vazão constante de 0,5 mL/min, até serem atingidos 8 volumes porosos, simulando o petróleo do reservatório. Ao final deste processo, foram determinadas as quantidades de água irredutível e a saturação de óleo inicial. O volume de água irredutível (Vwir) é calculado através da diferença entre o volume inicial de salmoura dentro do plug (Vwi) e o volume de salmoura deslocada ao final desta etapa (Vw_o) (equação 20). 𝑉𝑤𝑖𝑟 = 𝑉𝑤𝑖 – 𝑉𝑤_𝑜. (20). Com o valor de água irredutível, pode-se determinar a saturação de água irredutível (Swi) a partir da Equação 21. 𝑆𝑤𝑖 =. 𝑉𝑤𝑖 𝑉𝑝. (21). De maneira semelhante, determina-se o volume de óleo inicial (Voi), onde se calcula a partir do volume inicial de petróleo contido na célula de confinamento menos o volume de óleo recolhido no final da 2ª etapa, menos o volume de água irredutível no plug. A partir da Equação 22, pode-se determinar a saturação de óleo inicial (Soi). 𝑆𝑜𝑖 =. 𝑉𝑜𝑖 𝑉𝑝. (22). Na terceira etapa, para se verificar a mobilidade da salmoura em relação ao óleo, essa foi reinjetada a vazão constante de 0,5 mL/min, onde foi observada a produção de petróleo até 3 volumes porosos injetados. As microemulsões foram injetadas a vazão constante de 0,5 mL/min até três volumes porosos. As amostras foram coletadas para a determinação da Ewerton Richard F. Teixeira, Outubro/2012.

(33) 88. quantidade de óleo recuperado, foi feita através da medida do volume recolhido. Ao final desta etapa, as provetas com o petróleo recuperado são colocadas em uma centrífuga, durante 10 minutos, com uma rotação de 3000 rpm, para melhor separação do petróleo da salmoura, facilitando a sua quantificação.. 4.13–RECUPERAÇÃO DE PETRÓLEO. Nas etapas de recuperação, são determinadas a eficiência de deslocamento convencional, a eficiência de deslocamento especial e a eficiência de deslocamento total. No final da terceira etapa, enfim, é calculada a eficiência de deslocamento convencional, em que é definida como sendo a diferença entre a saturação de óleo inicial (Soi) e a saturação de óleo residual, após a injeção da salmoura (Sor_c), dividida pela saturação de óleo inicial, como mostra a Equação 23 a seguir.. 𝐸𝐷𝐶 =. (𝑆𝑜𝑖 – 𝑆𝑜𝑟 _𝑐 ) 𝑆𝑜𝑖. (23). No término da quarta etapa, são calculadas as eficiências de deslocamento especial (EDe) e total, onde a primeira pode ser definida como a diferença entre a saturação de óleo residual (Sor_c) e o método especial (Sor_e), dividida pela saturação de óleo residual pelo método convencional (Equação 24).. 𝐸𝐷𝑒 =. (𝑆𝑜𝑟 _𝑐 − 𝑆𝑜𝑟 _𝑒 ) 𝑆𝑜𝑟 _𝑐. (24). Enquanto que a eficiência de deslocamento total pode ser descrita como a diferença entre a saturação de óleo inicial (Soi) e a saturação de óleo residual pelo método especial (Sor_e) dividido pela saturação de óleo inicial (Equação 25). Ewerton Richard F. Teixeira, Outubro/2012.

(34) 89. 𝐸𝐷𝑇 =. (𝑆𝑜𝑖 –𝑆𝑜𝑟 _𝑒 ) 𝑆𝑜𝑖. Ewerton Richard F. Teixeira, Outubro/2012. (25).

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