TRABALHO DE CONCLUSÃO DE CURSO ESTUDO DA EMBEBIÇÃO EM ARENITO: PROPOSTA DE UMA METODOLOGIA OTIMIZADA. Lidiane Medeiros. Natal RN, dezembro de 2016.

Transcrição

1 UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO NORTE CENTRO DE TECNOLOGIA CURSO DE ENGENHARIA DE PETRÓLEO TRABALHO DE CONCLUSÃO DE CURSO ESTUDO DA EMBEBIÇÃO EM ARENITO: PROPOSTA DE UMA METODOLOGIA OTIMIZADA Lidiane Medeiros Natal RN, dezembro de 2016.

2 Lidiane Medeiros ESTUDO DA EMBEBIÇÃO EM ARENITO: PROPOSTA DE UMA METODOLOGIA OTIMIZADA Trabalho de Conclusão de Curso apresentado à Coordenação do Curso de Engenharia de Petróleo da Universidade Federal do Rio Grande do Norte como requisito parcial para obtenção do Grau em Engenharia de Petróleo. Orientadora: Prof.ª Vanessa Cristina Santanna NATAL RN, dezembro de 2016.

3 ESTUDO DA EMBEBIÇÃO EM ARENITO: PROPOSTA DE UMA METODOLOGIA OTIMIZADA Este trabalho de conclusão de curso foi avaliado e considerado adequado como requisito parcial na obtenção do título de Engenheira de Petróleo pela Universidade Federal do Rio Grande do Norte. Aprovado em 01 de dezembro de 2016 Banca Examinadora Prof.ª Dr.ª Vanessa Cristina Santanna Orientadora- UFRN Prof.ª Dr.ª Cátia Guaraciara Fernandes Teixeira Rossi Membro externo FANEC Msc. Tamyris Thaise Costa de Souza Membro UFRN

4 AGRADECIMENTOS A Deus, por toda saúde e sabedoria Aos meus pais e irmã, Balbino Etelvino de Medeiros, Raimunda Nereide de Medeiros e Juliana Medeiros, agradeço do fundo do meu coração pelo cuidado, amor, companheirismo e ensinamentos que até hoje me proporcionaram. Ao meu namorado, Rodrigo Rosado, pelo apoio e companheirismo. A minha orientadora, Prof.ª Dr.ª Vanessa Cristina Santanna, por toda ajuda, paciência e conhecimentos compartilhados. Aos meus amigos da BCT e da Engenharia de Petróleo, pelas experiências compartilhadas. Ao corpo docente do Departamento de Engenharia de Petróleo pela excelência nos ensinamentos. Enfim, a todos que me ajudaram nessa caminhada.

5 RESUMO O objetivo do trabalho é analisar diferentes estudos de embebição espontânea em rochas areníticas e propor uma metodologia otimizada. A embebição desloca um fluido não molhante por meio de um fluido molhante por forças gravitacionais e/ou forças capilares. O processo de embebição espontânea pode ser utilizado para a recuperação de óleo em alguns tipos de reservatórios. Alta viscosidade do óleo e elevadas tensões interfaciais influenciam na baixa recuperação de óleo. A injeção de água suplementa a energia do reservatório e força o óleo a escoar em direção aos poços produtores, porém quando a eficiência da injeção de água é baixa, é possível a utilização da injeção de tensoativos para diminuir as tensões interfaciais entre água e o óleo, aumentando a eficiência de deslocamento. Neste trabalho foi feito um levantamento bibliográfico e observado quais parâmetros influenciaram na recuperação de óleo através dos experimentos de embebição em arenito. Entre os experimentos estudados foi notado que a embebição em co-corrente é mais eficaz por apresentar maior recuperação de óleo e quanto mais úmido o plugue, maior a recuperação de óleo. Com a utilização da ressonância magnética em ensaios de embebição espontânea, pode-se observar a progressão da embebição da salmoura e o deslocamento de óleo nos plugues. Além disso, testes de embebição espontânea em que sistemas apresentam menor tensão interfacial, possuem maior recuperação de óleo. Palavras-chave: embebição espontânea; arenito, recuperação; tensoativos; tensão interfacial.

6 ABSTRACT The objective of this work is to analyze different studies of spontaneous imbibition in sandstone rocks and propose an optimized methodology. The imbibition displaces a nonwetting fluid with a wetting fluid by gravitational forces and/or capillary forces. The spontaneous imbibition process can be used for oil recovery in some types of reservoirs. High viscosity of oil and high interfacial tensions between reservoirs fluids influence the low oil recovery. Waterflooding supplements the energy of the reservoir and forces the oil to flow towards the producing wells. However, when waterflooding efficiency is low, the injection of surfactants it is possible to use to reduce the interfacial tensions between water and oil, increasing the displacement efficiency. In this work, a compilation of some references on literature was made and was observed which parameters influenced the oil recovery through the imbibition experiments in sandstone. Among the studied experiments, it was noticed that co-current imbibition is more effective because it has a higher oil recovery and the moister the core, the higher the oil recovery. With the use of magnetic resonance in spontaneous imbibition tests, can observe the progression of brine imbibition and the displacement of oil in the core. Furthermore, tests of spontaneous imbibition in which systems show lower interfacial tension show a higher oil recovery. Key-words: spontaneous imbibition; sandstone; recovery; surfactants; interfacial tension.

7 Sumário 1. Introdução Aspectos Teóricos Petróleo Rochas Reservatório Rochas Carbonatadas Molhabilidade Embebição Métodos de Recuperação Métodos convencionais de recuperação Métodos especiais de recuperação Métodos Químicos Tensoativos Definição Tensoativos Iônicos Tensoativos aniônicos Tensoativos catiônicos Tensoativos Não Iônicos Metodologia Resultados... 11

8 4.1 Artigo de Karimaie et al. (2006) Experimental investigation of oil recovery during water imbibition Amostra utilizada Metodologia Resultados Experimentos de Molhabilidade Artigo de Ferno et al. (2013) Magnetic resonance imaging of the development of fronts during spontaneous imbibition Amostras utilizadas Fluidos utilizados Preparação do plugue Metodologia Testes com uma extremidade do plugue aberta (OEO) Testes com duas extremidades do plugue abertas (TEO) Resultados Uma extremidade aberta do plugue como condição de contorno Artigo de Santanna et al. (2014) Influence of Surfactant solution injection in oil recovery by spontaneous imbibition Amostras utilizadas Fluidos Metodologia Resultados... 27

9 5. Metodologia Otimizada do Processo de Embebição em Rocha Arenítica Conclusão Referências... 33

10 LISTA DE FIGURAS Figura 1 - Desenho Esquemático de acumulação de petróleo. Relações espaciais entre rochas geradoras, reservatórios e selantes Figura 2- Ângulo de contato entre uma gota de líquido e uma superfície sólida Figura 3 - Processo de embebição Figura 4 - Representação esquemática de um tensoativo Figura 5 Configuração para o teste de embebição Figura 6 - Configuração para o experimento de embebição (imersão) Figura 7- Recuperação de óleo em diferentes vazões de injeção Figura 8 - Recuperação de óleo por imersão Figura 9 - Recuperação de óleo por injeção de salmoura e imersão Figura 10 - Recuperação em diferentes condições de molhabilidade Figura 11 Esquema do sistema especial Figura 12 - Frente de avanço de água durante a embebição espontânea horizontal,oeo, no plugue de arenito *As cores escuras representam o aumento da saturação de água Figura 13 - A recuperação de petróleo e distância média da frente de água em função da raiz quadrada do tempo durante embebição horizontal do plugue arenito Figura 14 - Desenvolvimento da frente de avanço de água em cada extremidade aberta durante a embebição espontânea,teo,em um plugue composto. Calcita à esquerda e arenito à direita Figura 15 - Célula de embebição utilizada para ensaios de embebição espontânea Figura 16 - Fatores de recuperação obtidos através dos ensaios de embebição Figura 17 - Curvas de recuperação em relação ao inverso no número de Bond... 29

11 LISTA DE TABELAS Tabela 1 - Propriedades do plugue e dos fluidos utilizados Tabela 2 - Resultado da recuperação de óleo em diferentes vazões de injeção Tabela 3 - Resultados para o experimento com óleo sintético Tabela 4 - Informações das amostras utilizadas Tabela 5 - Amostras utilizadas no experimento Tabela 6 - Propriedades dos fluidos utilizados no experimento Tabela 7 - Tensão interfacial para diferentes sistemas em 25 C Tabela 8 - Inverso do número de Bond para diferentes fluidos Tabela 9 - Medidas de ângulo de contato depois da embebição

12 1. Introdução O petróleo é formado por uma série de hidrocarbonetos e é encontrado em determinadas formações subterrâneas, dentro dos poros das rochas, em que são denominadas rochas reservatórios, no qual a produção será permitida de acordo com a sua permeabilidade (ROSA et al., 2006). Métodos de recuperação são utilizados em razão de boa parte do óleo depois da produção, ainda se encontram nas rochas, por não apresentarem energia natural suficiente. Diante disso, necessita de métodos nos quais auxiliam para a retirada do óleo que ficou nas rochas e consequentemente o aumento da rentabilidade e da vida útil do poço (THOMAS et al., 2004). Os métodos de recuperação classificam-se em métodos convencionais de recuperação, geralmente a injeção água ou injeção de gás, e os métodos especiais de recuperação que são os métodos químicos, os métodos miscíveis e os métodos térmicos (ROSA et al., 2006). As baixas eficiências de deslocar o óleo para fora dos poros da rocha, depois da injeção, devido às altas tensões interfaciais, e as baixas recuperações são as desvantagens dos métodos convencionais. Quando os métodos convencionais não são suficientes, são utilizados os métodos químicos. (CURBELO, 2006). Os métodos químicos, como a injeção de solução de tensoativos, ocorre a interação química entre o fluido injetado e o fluido do reservatório. A grande vantagem da utilização dos tensoativos é que os tensoativos tem a finalidade de reduzir as tensões interfaciais entre a água e o óleo, ampliando a eficiência de deslocamento e, consequentemente, aumentando o fator de recuperação de petróleo (CURBELO, 2006). A molhabilidade, que é a predisposição do contato na rocha de um fluido, influencia na produção de óleo e na recuperação de óleo, e pode ser verificada através da medição do ângulo de contato fluido/rocha (DALTIN, 2011). 1

13 A embebição se baseia na injeção de um fluido com o objetivo de remover o óleo que continha nos poros, ou seja, o fluido molhante (geralmente absorvido espontaneamente pela rocha) desloca o fluido não molhante (ROSA et al., 2006). Neste trabalho, foi feito uma revisão bibliográfica acerca de estudos sobre a embebição em reservatórios areníticos e quais são as causas que afetam a recuperação de óleo. Este trabalho é composto por: Capítulo 1, introdução; Capítulo 2, aspectos teóricos que auxiliam para a compreensão do trabalho; Capítulo 3, metodologia utilizada; Capítulo 4, resultados e discussões referentes aos artigos analisados; Capítulo 5, apresenta metodologia otimizada do processo de embebição em rocha arenítica e o capítulo 6, apresenta as conclusões. 2

14 2. Aspectos Teóricos 2.1 Petróleo Petróleo é o nome dado às misturas naturais de hidrocarbonetos e a depender das condições de temperatura e pressão a que estejam submetidas podem ser encontrados no estado sólido, líquido ou gasoso, sendo usualmente encontrado no estado líquido (ROSA et al., 2006). Alguns aspectos são fundamentais para que haja a acumulação de petróleo. Inicialmente é fundamental a existência de rochas geradoras e as rochas-reservatórios. Em que as rochas geradoras devem conter o material orgânico, que se transforma em petróleo e as rochas-reservatório, devem dispor de espaços vazios (poros), capazes para armazenar o petróleo. Essas rochas devem estar circundadas em armadilhas chamadas trapas, na qual compõe de compartimentos isolados no subsolo, onde o petróleo se acumula e de onde não tem condições de escapar, nomeadas de jazidas de petróleo (SOARES, 2012). Na Figura 1 pode ser observada a migração de petróleo desde a rocha geradora até as rochas-reservatório. Entre as rochas-reservatório e entre as rochas que apresentam uma barreira para o petróleo, as rochas selantes, acumula-se o petróleo (THOMAS et al., 2004). Figura 1 - Desenho Esquemático de acumulação de petróleo. Relações espaciais entre rochas geradoras, reservatórios e selantes. Fonte: Thomas et al.,

15 2.2 Rochas Reservatório O petróleo depois que é gerado e migrado acumula-se nas rochas reservatório e para denominar-se reservatório necessita que contenha espaços vazios, que estejam interconectados no seu interior garantindo a permeabilidade (THOMAS et al., 2004). Reservatórios que são formados por rochas sedimentares clásticas e não clásticas, em especial arenitos e calcários, são os responsáveis pela maioria dos depósitos comerciais de petróleo (ROSA et al., 2006) Arenitos A rocha reservatório mais encontrada em todo mundo, é a rocha arenítica, que pode ser espessa e apresentar uma grande continuidade lateral (ROSA et al., 2006). A porosidade em arenitos é a característica preponderante podendo ser intergranular que consiste na redução da porosidade inicial após a cimentação, resultando em espaços vazios remanescentes; e a porosidade por fraturas, que resulta de fenômenos físicos, sendo a razão para que ocorra um espaço para a acumulação de petróleo (ROSA et al., 2006). O arenito é uma rocha que oferece resistência à pressão e frágil, passível a fissuramento como qualquer rocha com características semelhantes. O melhor indicativo de uma rocha-reservatório, é quando os grãos de areia foram utilizados mais de uma vez. A maioria dos arenitos é formada por grãos de areia resultantes de arenitos de erosão antiga (ROSA et al., 2006) Rochas Carbonatadas As rochas carbonadas incluem o calcário, as dolomitas e rochas intermediárias entre os dois. Várias características diferem das rochas areníticas, tais como a porosidade, que na rocha carbonatada pode ser lateral ou vertical, dentro de uma mesma camada e em relação aos poros, que podem ser maiores do que os do arenito, resultando em que a rocha carbonatada possua uma grande permeabilidade (ROSA et al., 2006). A porosidade de uma rocha carbonatada pode ser primária, que resulta da deposição original da rocha; e secundária, que usualmente é o tipo de porosidade da rocha carbonatada e 4

16 acontece em decorrência de processos de solução, dolomitização e fraturamento (ROSA et al., 2006). 2.3 Molhabilidade A molhabilidade é a predisposição de um fluido aglutinar na superfície de um sólido, diante de outros fluidos imiscíveis, ou seja, quando uma partícula de líquido se propaga sobre uma superfície (DALTIN, 2011). Compostos que possuem alta tensão superficial tendem a se comportar como gotas esféricas em uma superfície, resultando em baixa molhabilidade. Porém, quando a tensão superficial é menor, o líquido se espalha mais em uma superfície, adquirindo um formato chamado de lente, que apresenta certo ângulo de contato com a superfície sólida (DALTIN, 2011) (Figura 2). Figura 2- Ângulo de contato entre uma gota de líquido e uma superfície sólida. Fonte: Daltin, A predisposição é medida geralmente através do ângulo de contato, que pode variar entre 0 e 180, medido no líquido mais denso. Quando o ângulo de contato é menor que 90 evidencia que o líquido mais denso molha preferencialmente o sólido e quando é maior do que 90 evidencia que o líquido menos denso molha preferencialmente o sólido (ROSA et al., 2006). 5

17 2.4 Embebição A embebição remete para o processo de uma fase molhante que desloca a fase nãomolhante por meio de capilares e/ou forças de gravidade. Além disso, o processo de embebição acontece quando há o aumento da saturação do fluido (quando há o aumento na quantidade de óleo que permanece nos poros) que o molha preferencialmente outro fluido. Se a água tem preferência de molhar a rocha, esse processo representa a embebição (ROSA et al., 2006). Pode-se observar na Figura 3 o processo de embebição, em que mostra à disposição de um líquido dentro de um capilar que é molhável à água (ângulo de contato menor do que 90 ), e consequentemente a água elevou-se no capilar. Figura 3 - Processo de embebição. Fonte: Rosa et al., O conceito de embebição pode-se aplicar ao meio poroso real que compõe uma rocha-reservatório. A injeção de água é um exemplo para o processo de embebição, em que, a água molha preferencialmente a rocha do que o óleo (ROSA et al., 2006). 6

18 2.5 Métodos de Recuperação Os reservatórios em que a energia natural do reservatório não foi suficiente e que tem retido nas rochas grande quantidade de óleo são submetidos aos métodos de recuperação, no qual tentam interferir nas características dos reservatórios (THOMAS et al., 2004) Métodos convencionais de recuperação À medida que a energia do reservatório vai diminuindo, a produção de óleo também diminui. Aos processos que visam deslocar o óleo para fora das rochas são os métodos convencionais de recuperação. A injeção de água é o método mais utilizado em que suplementa a energia do reservatório e força o óleo a escoar em direção aos poços produtores. Em alguns casos, a eficiência deste processo é baixa, pois depende das mobilidades dos fluidos residentes (óleo) e injetado (água). Para aumentar ainda mais a quantidade de óleo produzido, deve-se utilizar técnicas de recuperação especiais (CORDAZZO, 2006) Métodos especiais de recuperação Os métodos especiais de recuperação são utilizados para colaborar com os pontos que falharam durante o processo convencional. As baixas recuperações resultantes de um processo convencional de injeção são responsabilizadas ao fato da alta resistência do óleo ao fluxo, no reservatório e elevadas tensões interfaciais entre o fluido injetado e o óleo (THOMAS et al., 2004). Quando a viscosidade do fluido injetado é muito menor que a do fluido a ser deslocado, o primeiro se move facilmente no meio poroso, encontrando caminhos preferenciais e caminhando rapidamente para os poços de produção. O óleo não se move, pois o fluido injetado não se propaga adequadamente no reservatório (THOMAS et al., 2004). Em altas tensões interfaciais, a capacidade do fluido de deslocar o óleo do reservatório para fora dos poros é pequena, possibilitando a presença de altas saturações residuais nas regiões com a presença de fluido injetado (THOMAS et al., 2004). 7

19 Os métodos especiais podem ser subdivididos em métodos químicos, métodos térmicos e métodos miscíveis Métodos Químicos Os processos em que ocorre interação química entre o fluido injetado e o fluido do reservatório formam os métodos químicos. A injeção de tensoativos faz com que ocorra o deslocamento miscível com água. O tensoativo tem a finalidade de diminuir as tensões interfaciais entre água e o óleo, aumentando a eficiência de deslocamento (THOMAS et al., 2004). 2.6 Tensoativos Definição Tensoativos são substâncias que são compostas por uma parte hidrofóbica (apolar) e outra hidrofílica (polar), que atuam se adsorvendo nas interfaces líquido-líquido, líquido-gás ou sólido-líquido (ROSSI et al., 2006). Na Figura 4, observa-se a estrutura esquemática de um tensoativo. Figura 4 - Representação esquemática de um tensoativo. Rossi et al., Entre os tipos de tensoativos tem os iônicos e não iônicos. 8

20 2.7 Tensoativos Iônicos São caracterizados por possuírem cargas elétricas na parte polar, no qual, ao se dissociarem em água formam íons carregados negativamente (tensoativos aniônicos) ou positivamente (tensoativos catiônicos) (CURBELO, 2006) Tensoativos aniônicos Íons carregados negativamente são gerados na superfície ativa quando estão dissociados em água. Exemplo mais conhecido deste tipo de tensoativo é o sabão Tensoativos catiônicos A dissociação desses tensoativos em água origina íons carregados positivamente na superfície ativa. Exemplo mais conhecido desta classe são os sais quaternários de amônio. 2.8 Tensoativos Não Iônicos São caracterizados por não fornecerem íons em solução aquosa devido à presença nas moléculas de grupos funcionais que possuem forte afinidade com a água, ocorrendo a solubilidade em água. Algumas características são marcantes nos tensoativos não iônicos como serem compatíveis com quase todos os tensoativos e as suas propriedades são pouco influenciadas pelo ph. Com isso, são bastante atrativos industrialmente (CURBELO, 2006). 9

21 3. Metodologia Este trabalho caracteriza-se pelo levantamento bibliográfico sobre diferentes estudos de embebição em rochas areníticas. Foram analisados três artigos relevantes publicados entre os períodos de , descrevendo os experimentos e resultados obtidos. E ao final do trabalho, foi proposto uma metodologia otimizada, baseado nos parâmetros que influenciaram na recuperação de óleo em experimentos de embebição espontânea. O fluxograma a seguir representa a metodologia do trabalho. 10

22 4. Resultados 4.1 Artigo de Karimaie et al. (2006) Experimental investigation of oil recovery during water imbibition O artigo trata de experimentos de embebição em co-corrente e em contra-corrente. Os principais objetivos do artigo foi entender o efeito capilar e o efeito da gravidade em um sistema de rocha fraturada; comparando as recuperações de óleo por embebição em cocorrente e embebição em contra-corrente; investigando o efeito da molhabilidade Amostra utilizada Uma amostra de arenito com dimensões de 116 cm de comprimento e 1,5 polegadas de diâmetro foi utilizada para o experimento. Durante 72 h foi calcinada a 500 C com o intuito de evitar a expansão das argilas e a migração de finos durante a embebição. As propriedades do plugue e dos fluidos utilizados podem ser observadas na Tabela 1. Tabela 1 - Propriedades do plugue e dos fluidos utilizados Permeabilidade (md) 1397 Viscosidade do querosene (cp) Porosidade (%) 22,5 Viscosidade da salmoura (cp) Diâmetro do plugue (cm) 3,81 Densidade do óleo pesado (g/cm³) 1,33 1,0013 0,973 Diâmetro interno do tubo (cm) Comprimento do plugue (cm) Densidade do querosene (g/cm³) Densidade da salmoura (g/cm³) 4,20 Viscosidade do óleo pesado (cp) 116,4 Volume poroso do plugue (cm³) 0,78 Tensão interfacial para querosene salmoura (mn/m) 1,005 Tensão interfacial para óleo pesado salmoura (mn/m) 1,71 280,27 40,47 48,38 Fonte: Karimaie et al.,

23 4.1.2 Metodologia A saturação de água inicial foi determinada através do processo de saturação, em que basicamente o plugue foi inicialmente saturado com salmoura (solução com 1% de NaCl em água destilada) e logo após com óleo, resultando na saturação inicial de água entre 35% e 37% Experimento em co-corrente Injeção de Salmoura Para os experimentos de recuperação de óleo por injeção de salmoura foi utilizada a configuração mostrada na Figura 5, onde foi simulado um sistema de fratura. Figura 5 Configuração para o teste de embebição. Fonte: Karimaie et al.,2006. O experimento em co-corrente pode ser subdividido em: I) O óleo completa o espaço anular entre o plugue e o tubo de vidro, e para a centralização e a ampla cobertura do plugue foram utilizados parafusos e espaçadores na extremidade inferior. II) Na extremidade inferior do tubo a salmoura foi inserida. A pressão constante de produção foi proporcionada pelo acesso do tubo de vidro para a atmosfera. Uma bomba de vazão constante foi utilizada no experimento. III) O nível de água na fratura (FWL) elevou-se para a extremidade superior do tubo. 12

24 IV) O registro de produção de óleo foi o ponto crucial para a injeção de salmoura, no qual foi realizado até que não houvesse o registro. V) O equilíbrio de saturação do plugue foi garantido com a interrupção da injeção e recomeço após 18 h para mensurar o óleo caso ainda existisse. VI) Para limpeza do plugue foi utilizado metanol e tolueno e colocado em estufa Experimento em contracorrente Teste de embebição (imersão) O experimento em contra-corrente pode ser subdividido em: I) Para a centralização e ampla cobertura do plugue foram utilizados parafusos e espaçadores na extremidade inferior no tubo de vidro. II) Para proporcionar em toda extensão o fluxo de bolhas de óleo produzido, foi conectado através de um tubo, um cilindro graduado ao suporte do plugue (Figura 6). III) As marcações no cilindro foram utilizadas para verificar a interface óleo-água e mensurar a recuperação de óleo. Figura 6 - Configuração para o experimento de embebição (imersão) Fonte: Karimaie et al., Efeitos da Molhabilidade Para explorar as consequências da molhabilidade no deslocamento de água, o experimento foi executado após a subdivisão do plugue em 20 pedaços. Foram submetidos à imersão em óleo para que atingisse diversas condições de molhabilidade por meio de diversos tempos de envelhecimento (15, 30 e 40 dias). 13

25 4.1.3 Resultados Na primeira parte do experimento foi utilizado o sistema querosene-salmoura (densidade da salmoura de 0,22g/cm³), e com o inverso do número de Bond ( ) igual a 2,6, sendo caracterizado pela atuação de forças capilares e a gravidade no processo ( entre 0,2 e 5). Pode-se observar na Tabela 2 que com o aumento da vazão de injeção a velocidade de água subindo nas fraturas aumentou. A partir do topo da coluna a produtividade de óleo deu início e ao mesmo tempo, a água iniciou a alastrar-se nas fraturas. Tabela 2 - Resultado da recuperação de óleo em diferentes vazões de injeção Vazão de injeção - (q) (cc/min) Velocidade FWL (cm/min) Recuperação Final (%) OOIP Recuperação (%) após 18h Recuperação Total (%) 0,1 0,02 62,5 2,5 65,0 0,5 0,145 56,2 4,2 60,4 1,0 0,28 52,4 5,1 57,5 5,0 1,51 36, ,6 Imersão - 44,0-44,0 Fonte: Karimaie et al., Em contrapartida, com a diminuição da vazão de injeção ocorreu o incremento na recuperação de óleo, como pode ser observado na figura 7. Isto se explica devido o fato da água ter tempo considerável para adentrar na matriz, como consequência da ocorrência de baixas vazões de injeção, e posteriormente consegue recuperar o óleo, levando à embebição em co-corrente. 14

26 Figura 7- Recuperação de óleo em diferentes vazões de injeção Fonte: Karimaie et al., A troca de mecanismo de co-corrente para contra-corrente é realizado e as condições de injeção de salmoura é alterada para imersão. No experimento de imersão, o plugue foi imerso em salmoura e requer altas vazões iniciais, pois entre a matriz e a água na fratura existe uma grande área, além disso, o experimento requer mais tempo para atingir à recuperação final, como mostrado na Figura 8. O avanço de água acontece antecipadamente, devido o aumento da vazão de injeção, e aumenta a quantidade de óleo que é recuperado por embebição de contra-corrente. Além disso, outro fator indicou a produção em contra-corrente, a presença de bolhas de óleo, abaixo do nível de água na fratura. Após o período de 18 h, em que o plugue está completamente imerso, menos óleo é recuperado em consequência da baixa vazão de injeção. 15

27 Figura 8 - Recuperação de óleo por imersão Fonte: Karimaie et al., O experimento de injeção ocasionou um percentual de recuperação mais alto equiparado com o tipo imersão, como pode ser observado na Figura 9. Isto se dá devido às condições de embebição em co-corrente. Figura 9 - Recuperação de óleo por injeção de salmoura e imersão Fonte: Karimaie et al., Na segunda parte do experimento, ensaios foram executados com o propósito de verificar as modificações de recuperação de óleo correspondente à discrepância de densidade. Com o sistema óleo sintético-salmoura (densidade do óleo sintético de 0,973 g/cm³), o inverso do número de Bond ( igual a 31,8, sendo caracterizado por forças capilares ( > 5). 16

28 Pode-se perceber pela Tabela 3 que os valores de recuperação estão de acordo com o primeiro experimento, ou seja, a recuperação aumenta quando a vazão de injeção diminui. Tabela 3 - Resultados para o experimento com óleo sintético. Vazão de injeção (cc/min) Velocidade FWL (cm/min) Recuperação Final (%) OOIP Recuperação após 18 h (%) Recuperação Total (%) 0,5 0,13 43,72 5,7 49,42 1,0 0,31 36,32 6,1 42,42 5,0 1,57 21,47 15,1 36,57 Imersão - 28,26-28,26 Fonte: Karimaie et al., É notável a diferença de recuperação de óleo para diferentes densidades. O sistema com o querosene atingiu a recuperação em 44%, já o sistema com o óleo sintético atingiu 28,26 % de recuperação final. Isto ocorre devido o óleo sintético que foi expulso do plugue, ao invés de elevar-se no cilindro com marcações, se aloja na fratura, no experimento de imersão Experimentos de Molhabilidade A molhabilidade é capaz de ter uma aplicação considerável na recuperação de óleo. O processo se assemelhou com o experimento do tipo imersão. Pode-se notar que, com o aumento do índice de molhabilidade à água (Im), a recuperação final do óleo aumentou como pode ser notado na Figura

29 Figura 10 - Recuperação em diferentes condições de molhabilidade Fonte: Karimaie et al., Conclui-se que em relação à compreensão entre o efeito capilar e efeito da gravidade em um sistema de fratura, pode-se dizer que o sistema é designado pela gravidade. Em relação à embebição co-corrente e embebição contra-corrente, ficou notável que a embebição em cocorrente é mais eficaz por ter uma maior recuperação de óleo e por último, em relação ao efeito da molhabilidade, quanto maior o índice de molhabilidade à água maior a recuperação de óleo. 4.2 Artigo de Ferno et al. (2013) Magnetic resonance imaging of the development of fronts during spontaneous imbibition O objetivo do artigo foi estudar o comportamento de frentes de avanço de água durante testes de embebição utilizando a imagem de ressonância magnética (MRI) com suas características Amostras utilizadas Nos experimentos de embebição foram utilizadas três tipos de rochas: uma amostra de calcário, duas amostras de arenito e uma amostra de calcita. Como o foco desse trabalho é a rocha arenítica, não será informado aqui os dados da amostra de calcário. A Tabela 4 mostra detalhes de cada amostra usada nos processos realizados. 18

30 Tabela 4 - Informações das amostras utilizadas. Plugue Tipo de Rocha Diâmetro (cm) Comprimento (cm) Porosidade (%) Permeabilidade (md) 1 Arenito 3,80 7,64 20,0 717,8 2 Arenito/Calcita 5,1 13,2 38,0 6,4 Fonte: Ferno et al., Fluidos utilizados Os fluidos utilizados no experimento foram o óleo, a salmoura e água do mar sintética. A salmoura que foi preparada com água pesada foi utilizada como marcador de óleo e de salmoura dentro do plugue para a imagem por ressonância magnética Preparação do plugue Os plugues cilíndricos foram perfurados e cortados em comprimentos e dimensões medidos. Todos os plugues foram saturados com óleo refinado sem a saturação inicial de água no início da embebição. A molhabilidade das amostras foi adotada como sendo molhável à água Metodologia Testes com uma extremidade do plugue aberta (OEO) Foi realizado um teste em plugue de arenito (98-3) com a extremidade superior aberta. No plugue 1 foi realizado um teste horizontal, em que foi esvaziado e completado com óleo e disposto em uma base anexada ao equipamento de imagem de ressonância magnética. Para atingir a completa saturação, o plugue foi submetido a uma pressão de 1000 psi. A água foi injetada a uma vazão constante e a produção de óleo foi observada a olho nu Testes com duas extremidades do plugue abertas (TEO) Foi realizado um teste de embebição espontânea especial, que possibilita a observação distintamente da invasão de água e a recuperação de óleo em cada uma das extremidades. O plugue possui permeabilidade alta e homogênea. Pode-se observar a configuração do sistema especial na Figura

31 Figura 11 Esquema do sistema especial. Fonte: Ferno et al., O sistema especial consiste na junção do arenito e calcita. Ao longo das aberturas nas extremidades, a salmoura foi difundida para prover água para a embebição do plugue. A velocidade de embebição era duas vezes menor do que a velocidade de circulação, para assegurar que a extremidade estava sempre coberta de água. Durante o processo de embebição, as células de embebição foram utilizadas para acumular todo o óleo produzido, por meio da extremidade aberta de cada plugue Resultados Os resultados foram detalhados a partir de informações como condições de contorno (direção de escoamento no plugue) e orientação do plugue Uma extremidade aberta do plugue como condição de contorno No teste de embebição horizontal a progressão da saturação da salmoura no plugue de arenito 1 pode ser observada na Figura 12. O teste foi classificado como embebição em contra-corrente, pois o óleo flui no sentido inverso ao da água, da direita para a esquerda. Pode-se observar que a água atingiu a saturação de óleo em pontos localizados (t = 38min). E após isto, a água que foi embebida hemisfericamente a partir de cada ponto localizado, se 20

32 uniram e estruturaram uma frente de pistão estável em que a água ocupa 1/3 do comprimento total do plugue (t = 48min). A frente de avanço ligeiramente curvada indica que a embebição no meio do plugue sucedeu mais rapidamente. A recuperação final foi de 50% OOIP (Óleo original in place). Figura 12 - Frente de avanço de água durante a embebição espontânea horizontal,oeo, no plugue de arenito *As cores escuras representam o aumento da saturação de água. Fonte: Ferno et al., A Figura 13 mostra a recuperação de óleo e a posição da frente de embebição em função da raiz quadrada do tempo, durante a embebição horizontal, OEO, em arenito 1. A embebição começou após 9 minutos. A recuperação de óleo foi aproximadamente linear com a raiz quadrada do tempo. A taxa de avanço da embebição combina com a taxa da recuperação de óleo nos primeiros 100 min e logo depois desvia significativamente. A recuperação final foi de 50% OOIP. 21

33 Figura 13 - A recuperação de petróleo e distância média da frente de água em função da raiz quadrada do tempo durante embebição horizontal do plugue arenito 1. No teste de embebição horizontal a progressão da saturação da salmoura e a relação do tamanho dos poros no avanço da água no plugue composto 2 pode ser observada na Figura 14, sendo à direita da linha tracejada o arenito e a esquerda a calcita. A extremidade que possuía o tamanho dos poros menor foi onde iniciou a embebição no plugue composto, porém, assim que a embebição iniciou nos poros maiores, a frente de avanço tornou-se mais rápida. A água invadiu tardiamente o arenito quando se é comparado com a calcita. A força elevada da pressão capilar e o tamanho pequeno dos poros são os dois fatores que explicam a embebição primeiramente na calcita. 22

34 Figura 14 - Desenvolvimento da frente de avanço de água em cada extremidade aberta durante a embebição espontânea,teo,em um plugue composto. Calcita à esquerda e arenito à direita. Fonte: Ferno et al., Pode-se notar que a MRI foi utilizada para observar a progressão da embebição da salmoura e o deslocamento do óleo nos plugues. Para uma extremidade aberta (OEO), foi observado que o ingresso da salmoura nos plugues iniciou a partir de pontos localizados e formaram uma frente de pistão estável. E para o teste com o plugue composto foi observado que dois principais fatores que influenciaram para que a embebição ocorresse primeiramente na calcita foi a força elevada da pressão capilar e o tamanho pequeno dos poros. 4.3 Artigo de Santanna et al. (2014) Influence of Surfactant solution injection in oil recovery by spontaneous imbibition O artigo trata de aspectos como a tensão interfacial, inverso do número de Bond em relação a recuperação de óleo na embebição de plugues de arenito da formação Botucatu com diferentes tipos de fluidos, além disso, a medição do ângulo de contato como indicativo da molhabilidade dos reservatórios. 23

35 4.3.1 Amostras utilizadas A Tabela 5 apresenta as amostras de arenito utilizadas no experimento, com o respectivo volume poroso, porosidade e permeabilidade. Plugue Tabela 5 - Amostras utilizadas no experimento. Volume Poroso (ml) Porosidade (%) Permeabilidade (md) 1 10,35 21,34 31, ,88 21,59 39, ,59 23,30 32,83 Fonte: Santanna et al., Fluidos viscosidade. A Tabela 6 mostra os tipos de fluidos utilizados, massa específica e a Tabela 6 - Propriedades dos fluidos utilizados no experimento. Fluido Massa específica (g/ml) Viscosidade (cp) Solução KCl (2%) 1,0100 1,21 Solução tensoativo não iônico 0,9873 1,20 Solução tensoativo iônico 0,9698 1,45 Óleo 0,8344 2,90 Fonte: Santanna et al., Metodologia As soluções de salmoura, tensoativo iônico, tensoativo não iônico e o óleo foram submetidos à medição de tensão interfacial a 25 C no tensiômetro Krüss, modelo K100C. 24

36 Foram utilizados plugues cilíndricos de arenito (4 cm de diâmetro x 4 cm de comprimento) em que por 6 h foram calcinados a 700 C. Foi utilizado um simulador de reservatório para saturar o meio poroso (10 volumes porosos de óleo) com um fluxo constante de 0,5 ml/min e pressão interna de 1000 psi a 30 C. O volume de óleo in place foi estipulado através da Equação 1, que é a equação de balanço de massa. (1) Em que: = Volume de óleo in place = Volume total de óleo injetado = Volume de óleo coletado do processo de saturação com óleo A saturação de óleo inicial foi estipulada através da Equação 2. (2) Em que: = Volume poroso do plugue Os ensaios de embebição foram realizados através de uma célula de embebição, como pode ser observado na Figura 15. Foram realizados dois tipos de ensaios de embebição, uma para simular a recuperação convencional onde o plugue saturado de óleo foi inserido na célula de embebição com salmoura, e a outra para simular a recuperação avançada de óleo em que o plugue saturado de óleo foi imerso em solução de tensoativo. 25

37 Figura 15 - Célula de embebição utilizada para ensaios de embebição espontânea Fonte: Santanna et al., Através do tubo graduado, pode-se obter o volume de óleo que foi deslocado tanto pela força capilar como pela ação da gravidade. Através da Equação 3, pode-se obter o fator de recuperação de óleo (FR). ( ) (3) Para as análises qualitativas, alterações nas curvas de recuperação e consequentemente a recuperação final foi correlacionada com o inverso do número de Bond ( ), em que os efeitos de capilaridade e gravidade são essenciais em relação à recuperação de óleo, como mostrado na Equação 4. (4) Em que: = constante que depende da geometria dos poros cilíndricos (capilares, = 0,4); = tensão interfacial entre o óleo e a água (mn/m); 26

38 = porosidade; = permeabilidade do meio (cm²); = diferença de massa específica entre as fases imiscíveis (g/cm³); = aceleração da gravidade (cm/s²); = comprimento do plugue (cm); Para as medições do ângulo de contato foi utilizado o tensiômetro Krüss K100C. foram utilizadas pastilhas de arenito que por 48 horas ficaram em contato com o óleo e após isto, foram submetidas à lavagem com tolueno e n-heptano. Em seguida, foram imersas em soluções de tensoativo e salmoura por 30 minutos e secas para a posterior medição do ângulo de contato Resultados Os resultados das tensões interfaciais (IFT) podem ser notados na Tabela 7 no qual expressa maior redução da tensão na interface água/óleo através da utilização do tensoativo iônico. Tabela 7 - Tensão interfacial para diferentes sistemas em 25 C. Sistema Tensão Interfacial (mn/m) Solução KCl (2%) + óleo 13,42 Solução tensoativo não iônico + óleo 4,35 Solução tensoativo iônico + óleo 0,30 Fonte: Santanna et al., Através da Figura 16, pode-se notar a representação das curvas de recuperação. A solução de salmoura apresenta a maior tensão interfacial e foi absorvida vagarosamente pela rocha. O tensoativo não iônico apresenta valor mediano de tensão interfacial e o fator de 27

39 recuperação foi menor do que o iônico que obteve o maior fator de recuperação, propiciando a mobilidade do óleo no meio poroso devido às baixas tensões interfaciais. Figura 16 - Fatores de recuperação obtidos através dos ensaios de embebição. Fonte: Santanna et al., Na Tabela 8, pode-se observar os valores referentes aos ensaios de embebição. Para a solução de salmoura = 6,3477 indica que as forças capilares dominaram o processo, pois foi maior do que 5. No entanto, para o tensoativo iônico, com = 0,1906, a recuperação foi dominada pela força da gravidade ( <<1). Já para o tensoativo não iônico, o = 2,5374 está na faixa de 0,2 a 5, indicando que as forças capilares e a gravidade são efetivas. Tabela 8 - Inverso do número de Bond para diferentes fluidos. Fluido Solução KCl (2%) 6,3447 Solução tensoativo não iônico 2,5374 Solução tensoativo iônico 0,1906 Fonte: Santanna et al., 2014 As curvas de recuperação estão representadas na Figura

40 Figura 17 - Curvas de recuperação em relação ao inverso no número de Bond Fonte: Santanna et al., 2014 A Tabela 9 apresenta as medidas de ângulo de contato. A medição com salmoura evidencia a rápida absorção em tensoativo iônico, indicando a molhabilidade da rocha à salmoura. A medição com óleo evidencia a absorção imediata tanto com solução de KCl 2% como para soluções de tensoativo não iônico, indicando a molhabilidade ao óleo. Neste caso ainda pode ser notado que quando a solução iônica é utilizada, o ângulo de contato foi medido e indica que a amostra embebida com solução iônica apresenta molhabilidade mista, onde os poros maiores são molhados pelo óleo e poros menores pela água, facilitando o deslocamento do óleo no meio poroso. Tabela 9 - Medidas de ângulo de contato depois da embebição. Solução Ângulo de contato com salmoura Ângulo de contato com óleo Molhabilidade KCl 2% 105,32 Não medido (embebição instantânea) Ao óleo Tensoativo iônico Não medido (embebição rápida) 50,67 Mista Tensoativo não iônico 100,79 Não medido (embebição instantânea) Ao óleo Fonte: Santanna et al.,

41 As tensões interfaciais influenciam na recuperação de óleo, em que para tensoativos iônicos com a menor tensão interfacial obtiveram a maior recuperação de óleo. O inverso do número de Bond auxilia para determinar se as recuperações são influenciadas pela capilaridade ou gravidade e, além disso, pode-se observar através das medições do ângulo de contato que o tipo de solução influencia na molhabilidade do reservatório. 30

42 5. Metodologia Otimizada do Processo de Embebição em Rocha Arenítica A metodologia otimizada foi proposta como base nos artigos analisados entre Em que consiste: Selecionar plugues de arenito. Realizar a limpeza dos plugues com tolueno e metanol. Realizar a calcinação do plugue por 6 h a 700 C. Determinar porosidade, permeabilidade e volume poroso. Realizar a saturação do plugue com óleo, com e sem saturação de água inicial. Utilizar uma célula de embebição com tubo graduado para monitorar a produção de óleo. Inserir o plugue saturado de óleo em solução de salmoura. Realizar teste de embebição em co-corrente com a injeção de salmoura. Realizar teste com uma extremidade aberta do plugue. Para a recuperação do óleo, usar solução de tensoativo iônico. Utilizar o MRI para monitorar a progressão do deslocamento de óleo nos plugues de arenito. Realizar a medição do ângulo de contato para indicar a molhabilidade do reservatório. Observar o processo de recuperação até que não haja ganho de produção de óleo. 31

43 6. Conclusão Pode-se concluir sobre os artigos analisados que: Quando o sistema simula uma fratura, o sistema é designado pela gravidade, pois a gravidade influencia na injeção de água. Embebição em co-corrente é mais eficiente do que em contra-corrente, pois apresenta maior recuperação de óleo. A molhabilidade tem efeito na recuperação, em que quanto maior o índice de molhabilidade, maior a recuperação de óleo, para experimentos que simulam imersão. Com a utilização da imagem de ressonância magnética pode-se observar a progressão da embebição da salmoura e o deslocamento do óleo nos plugues. Para uma extremidade aberta a embebição começa em pontos localizados e cresce hemisfericamente. Na embebição espontânea, a tensão interfacial é importante para mensurar a recuperação de óleo. Quanto menor a tensão interfacial, maior o fator de recuperação de óleo. A medição do ângulo de contato é um indicativo para especificar a molhabilidade do reservatório. 32

44 7. Referências CORDAZZO, J - Simulação de reservatórios de petróleo utilizando o método EbFVM e multigrid algébrico f. Tese. Programa de Pós-Graduação em Engenharia Mecânica. Universidade Federal de Santa Catarina, Florianópolis. CURBELO, F. D. S - Recuperação Avançada de Petróleo Utilizando Tensoativos f. Tese Química. Programa de Pós-Graduação em Engenharia Química. Universidade Federal do Rio Grande do Norte, Natal DALTIN, D - Tensoativos: química, propriedades e aplicações. São Paulo: Blucher, FERNO, M.A; HAUGEN, A; WICKRAMATHILAKA, S.; HOWARD, J; GRAUE, A; MASON, G; MORROW, N.R - Magnetic resonance imaging of the development of fronts during spontaneous imbibition. Journal of Petroleum Science and Engineering, vol. 101, p. 1-11, KARIMAIE, H.; TORSAETER, B.; ESFAHANI, M. R.; DADASHPOUR, M; HASHEMI, S. M - Experimental investigation of oil recovery during water imbibition. Journal of Petroleum Science and Engineering, vol.15, p , NEVES, A. M - Estudo da embebição em rocha calcária: Proposta de uma metodologia otimizada Trabalho de Conclusão de Curso (Graduação em Engenharia de Petróleo) Centro de Tecnologia Universidade Federal do Rio Grande do Norte UFRN, Natal, ROSA, A. J.; Carvalho, R. S.; Xavier, J. A. D. Engenharia de Reservatórios de Petróleo. Rio de Janeiro: Editora Interciência, ROSSI, C. G. F. T.; DANTAS, T. N. de C.; NETO, A. A. D.; MACIEL, M. A.M- Tensoativos: uma abordagem básica e perspectivas para aplicabilidade industrial. Revista Universidade Rural, Série Ciências Exatas e da Terra, Seropédica, RJ: EDUR, v. 25, n.1-2, p ,

45 SANTANNA, V. C.; DANTAS, T. N. C.; BORGES, T. A.; A. R. BEZERRIL, A. E. G. NASCIMENTO Influence of surfactant solution in oil recovery by spontaneous imbibition. Journal of Petroleum Science and Technology, vol. 32, nº 23, SOARES, A. P. J. Aplicação de microemulsão na recuperação de petróleo de reservatórios carbonáticos f. Dissertação de Mestrado. Programa de Pós- Graduação em Engenharia Química. Universidade Federal do Rio Grande do Norte, Natal. THOMAS, J. E. Fundamentos de Engenharia de Petróleo. 2ª Edição, Rio de Janeiro: Editora Interciência,