PRH N O 14 RELATÓRIO DE PLANO DE TRABALHO DE PESQUISA PROGRAMA DE RECURSOS HUMANOS DA ANP PARA O SETOR PETRÓLEO E GÁS - PRH-ANP 1 IDENTIFICAÇÃO

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1 PROGRM DE RECURSOS HUMNOS D NP PR O SETOR PETRÓLEO E GÁS - PRH-NP 1 IDENTIFICÇÃO Nome do Bolsista FBIOL DIS D SILV RELTÓRIO DE PLNO DE TRBLHO DE PESQUIS Título do Programa Engenharia de Processos em Plantas de Petróleo e Gás Natural Título do Curso / Especialização Engenharia Química / Doutorado Instituição UNIVERSIDDE FEDERL DO RIO GRNDE DO NORTE Nome do Orientador (1) EDURDO LINS DE BRROS NETO Nome do Orientador (2) TRCILIO VIN DUTR JUNIOR Sigla UFRN 2 TÍTULO Estudo do escoamento, em rochas de formação, de fluidos água/petróleo/solução de tensoativos e simulação deste sistema na recuperação avançada de petróleo. 3 INTRODUÇÃO produção de petróleo em um reservatório depende das características do óleo, da rocha e da interação rocha/fluidos. partir de então é que surgem os métodos de recuperação avançada do petróleo, que têm o objetivo de melhorar a produção de petróleo no reservatório. Nos métodos de recuperação avançada a fração de óleo que deve ser recuperada é função de alguns fatores, tais como: Eficiência de varrido horizontal, que representa a área efetiva atingida pelo fluido injetado em uma determinada malha dos poços. Pode-se aumentar esta eficiência diminuindo a molhabilidade do fluido injetado. Fator de contato, que representa a eficiência de varrido vertical, que ao ser multiplicado pela eficiência de varrido horizontal representa a varredura volumétrica do sistema de injeção. Eficiência de deslocamento, que representa a fração do óleo contido na parte varrida pelo fluido injetado que foi deslocado. Pode-se aumentar esta eficiência reduzindo a tensão interfacial entre o fluido injetado e o óleo do reservatório. Dentre os métodos convencionais temos a injeção de água e a injeção de gás. Estes métodos ajudam a manter a pressão do reservatório, mas deixam ainda uma quantidade considerável de óleo na forma de uma saturação residual de óleo que fica retida nos poros devido às forças capilares. lém dos métodos convencionais, ou melhor, a partir do momento que a utilização dos mesmos não trás mais resultados significativos, se fazem presentes os métodos não convencionais que podem ser classificados em: Métodos térmicos : injeção de vapor, aquecimento eletromagnético, combustão in-situ, injeção de água quente. Métodos miscíveis: injeção de CO2 miscível, GLP, gás enriquecido. Métodos químicos : adição de polímeros, tensoativos, soda cáustica dentre outros. 4 OBJETIVO Seleção de tensoativos de baixo custo e derivados de óleos regionais, Estudo da tensão interfacial óleo/água para avaliar o efeito da adição do tensoativo e efeito da salinidade da água bem como suas pripriedades interfaciais e efeitos de aditivos, Determinação da Concentração Micelar Crítica dos tensoativos estudados, Estudo de diagramas de fases de sistemas petróleo/água/tensoativo, valiação das interações tensoativo/rocha, Montagem do sistema hidráulico, Modelagem e Simulação: serão usados os simuladores da CMG (Computer Modelling Group), principalmente o STRS que é um simulador composicional e térmico, adequado para o processo de recuperação usando surfactantes.

2 PROGRM DE RECURSOS HUMNOS D NP PR O SETOR PETRÓLEO E GÁS - PRH-NP 5 RELEVÂNCI DO TEM Na indústria petrolífera, da quantidade de petróleo existente nos reservatórios apenas uma pequena fração consegue, na prática, ser retirada, o que faz com que a maior parte do óleo encontrado permaneça no interior do reservatório. Uma conjugação de fatores pode explicar esta ocorrência: características da rocha reservatório e do petróleo, mecanismos de produção prevalecentes, arcabouço estrutural e eficiência dos métodos de recuperação empregados. O desenvolvimento de tecnologias que permitam extrair mais petróleo residual aumentará a rentabilidade dos campos petrolíferos e estenderá sua vida útil. lém da melhor aplicação de tecnologias para aumentar o fator de recuperação, métodos alternativos de produção devem ser empregados para possibilitar a produção economicamente viável desses campos. Sabendo-se que as propriedades dos fluidos, tais como, viscosidade e tensão interfacial são importantes no efeito da capilaridade, que é responsável pelo aprisionamento do petróleo na rocha, e que as moléculas tensoativas propiciam alterações destas propriedades, vê-se na aplicação destas moléculas na recuperação do óleo uma perspectiva de aumento da produção do óleo no poço. 6 METODOLOGI Estudo da tensão superficial O estudo da tensão interfacial dos sistemas em estudo se faz importante para a determinação das propriedades interfaciais dos tensoativos, tais como: Concentração Micelar Crítica (CMC) que é a concentração a partir da qual os tensoativos começam a atuar na interface da solução na qual o mesmo está dissolvido, isto é a concentração mínima que água de injeção deve ter para que seu efeito seja obtido; Área da cabeça do tensoativo que vai permitir determinar de maneira precisa a quantidade de tensoativo necessária para atuar numa determinada interface; e o Efeito de aditivos nestas propriedades para assim avaliar com exatidão a concentração de tensoativo mais adequada, na água de injeção, que deve ser utilizada para que não haja desperdícios de tensoativos. Os dados de tensão superficial das soluções contendo tensoativos são obtidos a partir de um tensiômetro Krüss. Neste estudo são construídas curvas de Concentração de tensoativo (concentrações em tensoativo que permitam uma variação de tensão a dois níveis de tensão superficial) versus tensão superficial. Com o ponto de interseção entre os dois níveis de tensão determina-se a CMC. De posse da inclinação da reta onde a variação de tensão em função da concentração de tensoativo é constante obtêm-se a área de cabeça do tensoativo. - Estudo da interface plana água-óleo O estudo da interface é realizado no mesmo tensiômetro Krüss onde se mede a tensão superficial. Esta tensão interfacial é medida quando o sensor rompe a interface destas duas fases imiscíveis. Neste procedimento, utiliza-se uma amostra de 20 ml de água e 20 ml de óleo. - Determinação da área da parte polar dos tensoativos concentração de excesso de superfície de tensoativo interface ar-solução, Ã, e a área da superfície por molécula foi determinado usando a equação da isoterma de adsorção de Gibbs. Onde ã, é a tensão superficial em mn/m; Ã, é um quantidade adsorvida em mol/m 2 ; T, é a temperatura absoluta, R = J/mol K e Na é o número de vogadro.

3 PROGRM DE RECURSOS HUMNOS D NP PR O SETOR PETRÓLEO E GÁS - PRH-NP 1 dã Ã = (01) nrt dlnc Área 1 = (N a Ã) (02) Ensaios de permeabilidade e filtração Pesa-se o filtro prensa (para posteriormente, por diferença, obter a massa da torta) e pesa-se 30 g da rocha hospedeira do petróleo, em seguida, mistura-se com 200 ml de água. dapta-se ao filtro prensa o meio filtrante e em seguida, coloca-se a mistura a ser filtrada. Esta etapa é responsável pela formação da pré-camada que simulará um testemunho de rocha com porosidade conhecida. concentração da alimentação, bem como a porosidade média da torta pode ser determinada por medida da massa úmida e seca da amostra. Com os dados experimentais coletados das várias misturas água/óleo/tensoativo, é possível construir um diagrama relacionando (t t1) / (V V1) e V e, com isso, determinar a resistividade da torta e a resistência do meio filtrante à passagem dos fluidos em estudo e observar o efeito dos tensoativos e da salinidade do sistema. Os dados de resistência da torta serão utilizados como meio de comparação dos líquidos escoados identificando assim o efeito do tensoativo sobre o escoamento no meio poroso. Os resultados experimentais são ajustados na equação 3 dt dv = µ αcρ V + ( P) Rm (03) uma vez que a pressão de filtração é constante, pode ser integrada, resultando em: t t1 V V 1 = B 1 ( V + V1 ) + B2 (04) e B 2 ma cr 1 = (05) 2 ( DP) mrm B 2 = (06) ( DP) onde t1 e V1 são respectivamente, o tempo transcorrido e o volume de filtrado produzido, até o instante em que é estabelecida a filtração com pressão constante. ρs é a densidade dos sólidos, ε e α a porosidade e a resistividade da torta, respectivamente, m a massa de sólidos na torta, Q a vazão de filtração e a área de seção transversal da torta. Simulação do fluxo Simulação será executada por um simulador STRS o qual simulará o fluxo dos fluidos contendo o tensoativo e o petróleo e constará das seguintes fases: coleta de dados de laboratório;obtenção das propriedades de fluidos e rocha, tais como pressão, porosidade, permeabilidade, viscosidade; montagem do modelo do projeto piloto; inicialização do modelo; ajuste do histórico de produção; previsão de produção para diversos cenários operacionais.

4 PROGRM DE RECURSOS HUMNOS D NP PR O SETOR PETRÓLEO E GÁS - PRH-NP 7 ETPS Pesquisa bibliográfica; síntese de novos produtos; avaliação de tensoativos; determinação de parâmetros da interação fluido-rocha; teste de escoamento em meio poroso; modelagem e simulação do processo; teste piloto de campo. 8 CRONOGRM DE TRBLHO TIVIDDES TRIMESTRE 1º 2º 3º 4º 5º 6º 7º 8º 9º 10º 11º 12º Levantamento bibliográfico x x x x x x x x Conclusão das disciplinas obrigatórias e eletivas x x Seminários de doutorado x x x x x x Seleção e aquisição dos tensoativos x x Construção dos diagramas de fases x x Determinação das propriedades do sistema x x x Determinação de parâmetros da interação fluido-rocha x x x Testes de Escoamento em meio poroso x x x Modelagem e Simulação do processo x x x Teste Piloto x x Redação da tese x x 9 DISCIPLINS D ESPECILIZÇÃO Seminário de Petróleo e Gás Natural Engenharia de Petróleo gentes Tensoativos plicados na Indústria do Petróleo Termodinâmica Química Métodos Matemáticos em Engenharia Química Fenômenos de Transporte Reatores Químicos Equilíbrio de Fases Seminário de Engenharia Química Planejamento experimental e análise de dados Seminário de doutorado Engenharia de Produção e Reservatório Tópicos Especiais (Simulação; Métodos Especiais de Recuperação de Petróleo) B provada Cursando Cursar Cursar 10 REVISÃO BIBLIOGRÁFIC Diferentes tecnologias têm sido empregadas para aumentar a recuperação dos campos de petróleo e nos últimos anos diversos projetos foram implementados no Brasil. s principais tecnologias em desenvolvimento são: Melhoramento na eficiência de injeção de água revisão das aplicações de injeção de água, considerando os recentes avanços na caracterização de reservatórios, tecnologia de poço e incremento na recuperação de óleo; Caracterização avançada de reservatório desenvolvimento e integração de um grupo seleto de ferramentas de caracterização, cobrindo um completo range de variáveis de reservatório e, ao mesmo tempo, contribuir para o desenvolvimento dos campos; Recuperação de óleo pesado revisão da aplicação de injeção de vapor, através da caracterização e do estudo de métodos alternativos para recuperação de óleo pesado, como perfuração de poços horizontais ou diminuição da malha dos poços;

5 PROGRM DE RECURSOS HUMNOS D NP PR O SETOR PETRÓLEO E GÁS - PRH-NP Precipitação de parafina no reservatório investigação da precipitação de parafina em reservatórios de baixa temperatura, como uma possível causa da diminuição de recuperação; Recuperação de óleo pesado em campos offshore extensão das tecnologias empregadas em campos onshore; Técnicas de injeção alternada de água e gás (WG); Injeção de CO2, miscível e imiscível; lternativas para injeção de gás natural pesquisa para substituição de gás natural, utilizado na injeção em reservatórios, para recuperação secundária. Este trabalho trata especificamente da utilização de tensoativos derivados de óleos regionais, na recuperação avançada do petróleo, o que nos leva a utilizar um sistema de injeção de água contendo estas substâncias. Os tensoativos reduzem a tensão interfacial óleo/água diminuindo a saturação residual de óleo e aumentando, conseqüentemente a eficiência de deslocamento. Bibliografia: BRROS NETO1, E.L., Extração de cobre utilizando microemulsões: otimização e modelagem. Dissertação de Mestrado, UFRN. Natal: DEQ/PPGEQ, BRROS NETO2, E.L.. Extraction liquide-liquide a deux phases aqueuses: systemes phénol/tensio-actifs polyéthoxylés. Thèse (Docteur-Ingénieur), Institut National Polytechnique de Toulouse. França, CSTRO DNTS, T. N.; SOUS, P. F.: new alternative in petroleum emulsion break dowm: microemulsions, In: FRIST INTERNTIONL SYMPOSIUM ON COLLOID CHEMISTRY IN OIL PRODUCTION, 1., nais p CRFT, B. C. e HWKINGS, M., pplied Petroleum Reservoir Engineering. DKE, L. P., Fundamentals of Reservoir Engineering. HERBECK, E.F., HEINTZ, R.C., HSTINGS, J.R., Fundamentals of Tertiary Oil Recovery, Pa rt 1: Why Tertiary Recovery?, in Petroleum Engineer, jan, p 36-43, HERBECK, E.F., HEINTZ,R.C., HSTINGS, J.R., Fundamentals of Tertiary Oil Recovery, Part 6: Micellar Solution Flooding, in Petroleum Engineer, jan, p 44-55, FOUST,. S.; WENZEL, L..; CLUMP, C. W.; et al Princípios das Operações Unitárias. 1. ed., Rio de Janeiro: Guanabara Dois, OUTRS OBSERVÇÕES PERTINENTES Local Natal / RN Data 21/08/2002