UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO NORTE
CENTRO DE TECNOLOGIA
DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA QUÍMICA
PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA QUÍMICA
TESE DE DOUTORADO
AVALIAÇÃO DE SISTEMAS CONSTITUÍDOS POR
POLÍMEROS/ TENSOATIVO/ EDTA NA
RECUPERAÇÃO AVANÇADA DE PETRÓLEO
Joselisse Soares de Carvalho Santos
Orientadores: Prof a. Dra. Márcia Maria Lima Duarte
Prof. Dr. Eduardo Lins de Barros Neto
Natal/RN
Outubro/2015
Joselisse Soares de Carvalho Santos
AVALIAÇÃO DE SISTEMAS CONSTITUÍDOS POR
POLÍMEROS/ TENSOATIVO/ EDTA NA
RECUPERAÇÃO AVANÇADA DE PETRÓLEO
Tese de Doutorado apresentada ao Programa
de Pós-graduação em Engenharia Química,
da Universidade Federal do Rio Grande do
Norte, como parte dos requisitos necessários
para obtenção do título de Doutora em
Engenharia Química, sob a orientação da
Profa. Dra. Márcia Maria Lima Duarte e
coorientação do Prof. Dr. Eduardo Lins de
Barros Neto.
Natal/RN
Outubro/2015
UFRN / Biblioteca Central Zila Mamede.
Catalogação da Publicação na Fonte.
Santos, Joselisse Soares de Carvalho
Avaliação de sistemas constituídos por polímeros / tensoativo /
EDTA na recuperação avançada de petróleo. / Joselisse Soares de
Carvalho Santos. – Natal, RN, 2015.
100 f. : il.
Orientadora: Profa. Dra. Márcia Maria Lima Duarte.
Co-Orientador: Prof. Dr. Eduardo Lins de Barros Neto.
Tese (Doutorado) – Universidade Federal do Rio Grande do Norte.
Centro de Tecnologia. Programa de Pós-Graduação em Engenharia
Química.
1. Propriedades físico-química de soluções de polímeros - Tese. 2.
Injeção de polímeros e tensoativo - Tese. 3. Fator de recuperação de
petróleo – Tese. I. Duarte, Márcia Maria Lima. II. Barros Neto,
Eduardo Lins de. III. Universidade Federal do Rio Grande do Norte.
IV. Título.
RN/UF/BCZM CDU
678.7
Carvalho Santos, J. S. de. – Avaliação de sistemas constituídos por polímeros/
tensoativo/ EDTA na recuperação avançada de petróleo. Tese de Doutorado, UFRN,
Programa de Pós-graduação em Engenharia Química. Área de concentração: Engenharia
Química, Linha de pesquisa: Ciência e Tecnologia dos Tensoativos, Natal/RN, Brasil.
Orientador (a): Profª. Dra. Márcia Maria Lima Duarte
Coorientador: Prof. Dr. Eduardo Lins de Barros Neto
________________________________________________________________________
RESUMO: A recuperação avançada de petróleo tem sido foco de inúmeras pesquisas
buscando o melhoramento da recuperação do óleo in place dos reservatórios, isto porque
os reservatórios maduros e/ou aqueles que possuem óleos muito viscosos precisam de
meios que auxiliem no escoamento e consequente produção. Diante disto, foram
estudadas as propriedades físico-químicas, tais como: o comportamento reológico e a
tensão superficial, variando a concentração e a temperatura. Após a obtenção da
concentração de agregação crítica (c.a.c), foi analisada a tensão interfacial de soluções de
polímeros/ petróleo e, estas em presença de tensoativo sabão base e EDTA. Também,
avaliou-se a permeabilidade e recuperação avançada destas soluções no arenito Botucatu.
Os resultados obtidos mostraram que o aumento da ionicidade dos polímeros promoveu
um aumento da viscosidade no meio. O aumento da temperatura reduziu a viscosidade
para os polímeros de baixa ionicidade, e elevou algumas viscosidades dos polímeros de
alta ionicidade. Quanto à permeabilidade, verificou-se que os polímeros aniônicos
apresentaram pressões de injeção mais elevadas em comparação aos polímeros de baixa
ionicidade, e acredita-se que esse comportamento esteja relacionado às viscosidades
destes polímeros. Na tensão superficial observou-se que na região da c.a.c de cada
polímero, as cargas iônicas não influenciaram consideravelmente na redução das tensões
interfaciais entre o óleo e os polímeros e, constataram-se reduções das tensões interfaciais
de todas as soluções estudadas quando comparada ao sistema água/ petróleo. Esse
resultado é um bom indício para seu uso no processo de recuperação avançada de
petróleo. Ao injetar as soluções estudadas no meio poroso, verificou-se que as soluções
de sabão base associadas ao EDTA melhoraram o escoamento no meio poroso. Os
resultados mostraram que a recuperação avançada com as soluções de polímero/
tensaotivo/ EDTA atingiram 18% em relação ao óleo original da rocha. Observou-se que
os polímeros de maior ionicidade associado ao SB + EDTA promoveram uma sinergia na
recuperação avançada de petróleo, quando comparadas às soluções contendo apenas
polímeros.
PALAVRAS-CHAVE: Propriedades físico-química de soluções de polímeros, injeção
de polímeros e tensoativo, fator de recuperação de petróleo.
Avaliação de sistemas constituídos por polímeros/
tensoativo/ EDTA na recuperação avançada de petróleo
Tese de Doutorado apresentada ao Programa
de Pós-graduação em Engenharia Química,
da Universidade Federal do Rio Grande do
Norte, como parte dos requisitos necessários
para obtenção do título de Doutora em
Engenharia Química.
Aprovado em 19 de outubro de 2015
Carvalho Santos, J. S. de. – Evaluation of systems constituted by polymers/ surfactant/
EDTA in enhanced oil recovery. Doctoral dissertation, UFRN, Post Graduate Program in
Chemical Engineering. Concentration area: Chemical Engineering, Natal/RN, Brazil.
Orientador (a): Profª. Dra. Márcia Maria Lima Duarte
Coorientador: Prof. Dr. Eduardo Lins de Barros Neto
ABSTRACT: Enhanced oil recovery has been the focus of countless research projects
aiming for the improvement of the in place oil recovery from the reservoirs, especially
because mature fields and/or fields containing heavy oil require further assistance to
ensure oil flow and consequent production. Having that in mind, physical and chemical
properties such as the rheological behaviour and the superficial tension of polymers, for
different concentrations and temperatures, were studied. After obtaining the polymers
critical aggregation concentration (c.a.c.), the interfacial tension (IFT) between the
polyacrylamide/oil solutions was evaluated, as well as for the solutions containing
surfactant (SB) and EDTA. The permeability and the application of those solutions in
enhanced oil recovery of those solutions was also observed using the Botucatu arenite.
The results obtained demonstrated that the increase in the polymers ionicity promotes an
increase in the solution viscosity. An increase in temperature reduced the viscosity for the
low ionicity polyacrylamides, but caused an increase in the viscosity for some of the high
ionicity ones. Concerning permeability, the anionic polymers presented higher injection
pressure values when compared to the lower ionicity ones, and that behaviour is believed
to be related to the viscosities of those polymers, which are higher. Regarding superficial
tension, the c.a.c. region for each polymer was observed, and the conclusion was that the
ionic charges had little or no influence in the reduction of interfacial tensions between the
oil and the polymers, while the decrease in IFT for all solutions was observed when
compared to the system formed by water and oil. The aforementioned results are a good
indicator that the polymers studied are suitable for the enhanced oil recovery process. By
injecting the solutions into the porous media, it was observed that the solutions formed by
SB associated to EDTA improved the flow inside the porous media. The results indicated
that the enhanced oil recovery using the polymer/ surfactant/ EDTA solutions reached a
recovery factor of 18 % of the original oil. In addition, it could be observed that polymers
presenting the higher ionicity, associated to surfactant and EDTA, promoted a synergy in
the enhanced oil recovery when compared to the solutions containing only polymers.
KEY WORDS: Polymer solutions physical and chemical properties; surfactant and polymer
injection; oil recovery factor.
Dedico este trabalho a Deus, nosso
único e divino mestre, que me
proporcionou força para executar
este trabalho. Aos meus pais, aos
meus irmãos, pelo carinho e
incentivo em todos os momentos
desta caminhada.
AGRADECIMENTOS
À Deus, o mestre maior, por sua infinita misericórdia, que me acompanha e permite as
conquistas por mais difíceis que sejam, sempre com suas bênçãos!
Aos meus pais (Tadeu e Francisca) por todo amor verdadeiro, conselhos e força, com os
ensinamentos do nosso divino Deus, amo muito vocês.
Aos meus irmãos (Josimar, Josivania, Josilene e Adriana) pelo carinho, compreensão,
divertimento e família, amo demais.
A família, a todos que torcem pelas minhas conquistas, pelas orações e apoio.
A orientadora, Profª MárciaDuarte, pela orientação recheada de carinho, confiança,
paciência e conselhos. Por ser uma pessoa com um belo coração e amável, uma mãe
científica.
Ao coorientador, Prof° Eduardo Lins, pela orientação, perseverança, amizade, coragem
de enfrentar os desafios com paciência e por nunca duvidar, um pai e psicólogo.
Aos professores, Humberto Neves, Francisco Klebson, Ricardo Paulo e Fabíola Curbelo,
pela composição da banca, atenção, energia e apoio nas correções.
Aos professores e funcionários do programa, pela oportunidade de realização deste
trabalho de doutorado com apoio e humanidade, Maria, Mazinha, Batista, Paulino,
Cristiane, Thyrone, Medeiros, Luzineide. Obrigada pelo carinho.
Aos meus amigos, Italla, Shirlle, Patrícia, Giselle, Wanessa, Luiz, Petrúcia e Celyna, pelo
carinho e apoio científico
Aos bolsistas, Millene, Semuel, Guilherme, Tatiara e Virgínia, pelo apoio técnico e
dedicada ajuda na realização da parte experimental, que Deus abençõem vocês.
A UFRN, PPGEQ, PETROBRAS e ANP-PRH-14 pela condição destinada de forma
favorável a realização deste trabalho.
Aos amigos do atletismo, em especial Batista, Juliana, Adriana e Aldinéia.
A todos que compõem o Nupeg I e II, que se fizeram presentes, com apoio e palavras de
grande estima, recarregando o espírito para finalização deste trabalho. Valeu!
A Praxedes, pelo suporte computacional, sempre recheado de bom humor e competência.
À todas as pessoas que torceram pela minha realização, que Deus os abençõem e MUITO
OBRIGADA.
SUMÁRIO
1 INTRODUÇÃO GERAL ....................................................................................... 14
2 REVISÃO BIBLIOGRÁFICA ............................................................................... 17
2.1 Reologia ........................................................................................................... 17
2.2 Tensão superficial e interfacial ........................................................................ 20
2.3 Permeabilidade ................................................................................................. 21
2.4 Recuperação avançada ..................................................................................... 23
3 EFEITO DA TEMPERATURA E CONCENTRAÇÃO NO COMPORTAMENTO
REOLÓGICO DE POLÍMEROS A BASE DE POLIACRILAMIDAS ........................ 29
3.1 Introdução ........................................................................................................ 29
3.2 Metodologia Experimental .............................................................................. 31
3.3 Resultados e discussão ..................................................................................... 32
3.3.1 Comportamento reológico das soluções ................................................... 32
3.3.2 Efeito da concentração e da temperatura na viscosidade das soluções .... 38
3.4 Considerações Finais ....................................................................................... 43
4 AVALIAÇÃO DA TENSÃO SUPERFICIAL E INTERFACIAL NAS
SOLUÇÕES DE PETRÓLEO E POLIACRILAMIDAS ............................................... 46
4.1 Introdução ........................................................................................................ 46
4.2 Metodologia experimental ............................................................................... 49
4.2.1 Materiais ................................................................................................... 49
4.2.2 Preparo das soluções ................................................................................. 49
4.2.3 Análises de densidades ............................................................................. 49
4.2.4 Análises de tensão superficial e interfacial............................................... 50
4.3 Resultados e discussão ..................................................................................... 50
4.3.1 Tensão superficial das poliacrilamidas ..................................................... 50
4.3.2 Concentração de agregação crítica das poliacrilamidas. .......................... 52
4.3.3 Tensão interfacial dos fluidos ................................................................... 54
4.4 Considerações finais ........................................................................................ 58
5 EFEITO DA PERMEABILIDADE NO MEIO POROSO ..................................... 60
5.1 Introdução ........................................................................................................ 60
5.2 Metodologia experimental ............................................................................... 60
5.2.1 Padronização da rocha reservatório .......................................................... 61
5.2.2 Permeabilidade dos fluidos ....................................................................... 61
5.3 Resultados e discussão ..................................................................................... 62
5.4 Considerações finais ........................................................................................ 68
6 DESCOLAMENTO DE PETRÓLEO EM MEIOS POROSOS ATRAVÉS DE
SOLUÇÕES DE POLÍMEROS E TENSOATIVOS NA PRESENÇA DE UM AGENTE
QUELANTE ................................................................................................................... 70
6.1 Introdução ........................................................................................................ 70
6.2 Metodologia Experimental .............................................................................. 72
6.2.1 Reagentes e soluções ................................................................................ 72
6.2.2 Preparo dos Plugs ..................................................................................... 73
6.2.3 Determinação da viscosidade das soluções .............................................. 74
6.2.4 Teste de permeabilidade ........................................................................... 74
6.2.5 Injeção de fluidos nos plugs ..................................................................... 74
6.2.6 Análise da concentração de óleo das amostras ......................................... 75
6.3 Resultados e Discussão .................................................................................... 75
6.3.1 Efeito da temperatura nas viscosidades das soluções ............................... 75
6.3.2 Estudo da permeabilidade dos polímeros ................................................. 78
6.3.3 Fator de recuperação do óleo .................................................................... 80
6.4 Considerações Finais ....................................................................................... 84
7 CONCLUSÕES ...................................................................................................... 87
8 REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ................................................................... 89
LISTA DE FIGURAS
Figura 3.1 Estrutura da poliacrilamida ........................................................................... 29
Figura 3.2 Estrutura da Goma Xantana. ......................................................................... 30
Figura 3.3 Comportamento reológico das soluções de polímeros a 298 K, com
concentrações de 400, 600, 1000, 1500 e 2000 ppm (a) AH-0, (b) AN-3, (c) AN-30, (d)
AN-70 e (e) GUM. ......................................................................................................... 33
Figura 3.4 Comportamento da viscosidade sob o efeito das concentrações a 298K ...... 38
Figura 4. 1 Tensão superficial dos polímeros, variando a concentração (ppm) e a
temperatura. (a) AH-0; (b) AN-3; (c) AN-30; (d) AN-70. ............................................. 51
Figura 4. 2 Determinação da região da c.a.c através da tensão superficial dos polímeros.
(a) AH-0; (b) AN-3; (c) AN-30; (d) AN-70. .................................................................. 53
Figura 4. 3 Tensões interfaciais das soluções estudadas a 298 K................................... 54
Figura 4.4 Modelagem das tensões interfaciais das soluções. ........................................ 57
Figura 5. 1 Permeabilidade com o polímero AH-0 a 1000 e 1500 ppm. ........................ 62
Figura 5.2 Permeabilidade com o polímero AN-3 a 1000 e 1500 ppm. ......................... 63
Figura 5. 3 Permeabilidade com o polímero AN-30 a 1000 e 1500 ppm. ...................... 64
Figura 5. 4 Permeabilidade com o polímero AN-70 a 1000 e 1500 ppm e AN-70 1500
ppm + SB + EDTA. ........................................................................................................ 65
Figura 5. 5 Permeabilidade com o biopolímero GUM a 1000 e 1500 ppm. .................. 66
Figura 5.6 Permeabilidade com o SB 30% acima da c.m.c e SB + EDTA. ................... 67
Figura 6. 1 Soluções contendo tensoativo, água salina e EDTA, (1) SB 30% acima da
c.m.c + água salina, (2) SB 30% acima da c.m.c + água salina + EDTA 0,1 mol/L , (3)
SB 30% acima da c.m.c + água salina+ EDTA 0,005 mol/L EDTA. ............................ 73
Figura 6.2 Sistema de injeção dos fluidos, (a) frasco com óleo mineral, (b) bomba de
injeção (c) células contendo os fluidos injetados, (d) êmbolo, (e) manômetro da pressão
interna, (f) cilindro de ar comprimido, (g) manômetro da pressão externa, (h) holder, (i)
proveta. ........................................................................................................................... 75
Figura 6.3 Comportamento reológico do Petróleo de 17° API em diferentes
temperaturas.................................................................................................................... 76
Figura 6. 4 Comportamento reológico do Petróleo a 750g/L em diferentes temperaturas.
........................................................................................................................................ 76
Figura 6.5 Comportamento reológico dos fluidos a 298 K. ........................................... 77
Figura 6.6 Efeito da temperatura sobre as viscosidades dos fluidos. ............................. 78
Figura 6.7 Comportamento da permeabilidade dos polímeros a 1500 ppm e o polímero
associado ao SB 30% acima da c.m.c + EDTA a 0,1 mol/L. ......................................... 79
Figura 6.8 Fator de recuperação do óleo utilizando soluções de SB e SB + EDTA. ..... 81
Figura 6. 9 Fator de recuperação do óleo utilizando soluções do AH-0 puro e associado
ao SB + EDTA. ............................................................................................................... 82
Figura 6. 10 Fator de recuperação do óleo utilizando soluções do polímero AN-30 puro
e associado ao SB + EDTA. ........................................................................................... 82
Figura 6.11 Fator de recuperação do óleo utilizando as soluções AN-70 puro e
associado ao SB + EDTA. .............................................................................................. 83
LISTA DE TABELAS
Tabela 3.1 Os polímeros e as cargas iônicas de acordo com o fabricante. ..................... 32
Tabela 3.2 Variação da viscosidade dos polímeros em diferentes concentrações e
temperaturas.................................................................................................................... 40
Tabela 3.3 Valores de tal zero (τ0) dos polímeros em diferentes concentrações e
temperaturas.................................................................................................................... 42
Tabela 4.1 Valores das constantes e do coeficiente de correlação para cada solução. ... 57
Tabela 6. 1 Características das rochas utilizadas em cada processo. ............................. 80
Tabela 6.2 Fator de recuperação das soluções de polímeros puro e associados ao SB +
EDTA. ............................................................................................................................ 84
NOMENCLATURA
Símbolo Descrição Unidade
P Pressão Psi
T Temperatura K
C Concentração PPM
K Permeabilidade mD
c.m.c Concentração micelar crítica mol/ L
c.a.c Concentração de agregação crítica ppm
Taxa de cisalhamento s-1
τ Tensão de cisalhamento Pa
η Viscosidade cP
Porosidade %
t Tempo s
𝑡𝑒𝑞 Tempo de equilíbrio s
Γ Excesso superficial mol/ m2
IFT Tensão interfacial mN/ m
γ Tensão final mN/ m
γ0 Tensão inicial mN/ m
Swi Saturação de água inicial
Soi Saturação de óleo inicial
OIR convencional Percentual de óleo da recuperação convencional %
OIR avançada Percentual de óleo da recuperação avançada %
OIR total Percentual de óleo da recuperação total %
CAPÍTULO 1
INTRODUÇÃO GERAL
Capítulo 1 – Introdução Geral 14
Joselisse Soares de Carvalho Santos
1 INTRODUÇÃO GERAL
O petróleo é uma fonte de energia que precisa de bilhões de anos para ser
renovado. É formado em rochas intituladas matriz ou geradora, que migra para as
rochas reservatório. Na composição do petróleo tem-se predominantemente
hidrocarbonetos e é possível encontrar quantidades significativas de nitrogênio, enxofre
e oxigênio, além de pequenas quantidades de níquel e vanádio, entre outros elementos
químicos. De acordo com os tipos de hidrocarbonetos presentes nos reservatórios, pode-
se classificar o petróleo em leve, médio e pesado (ROSA, CARVALHO E XAVIER,
2006).
A rocha reservatório é encarregada pelo armazenamento do petróleo por ser
bastante porosa e permeável, sendo a maioria dessas rochas constituída por arenitos e
calcarenitos. De todo o petróleo presente no reservatório só é possível extrair por volta
de 30%, permanecendo sua grande parte na rocha. Tendo em vista este fator, vários
tipos de métodos têm sido desenvolvidos para melhorar a recuperação e o tempo de vida
útil dos reservatórios em campos petrolíferos. Os métodos convencionais de
recuperação são a injeção de gás ou de água; enquanto os métodos avançados são os
métodos químicos, miscíveis e os térmicos, dentre outros.
O desenvolvimento de novas técnicas que propiciam maiores percentuais de
recuperação mostra-se como um desafio para os cientistas da área. Neste contexto, a
injeção de tensoativos e polímeros surgem como foco de pesquisas contribuindo para o
melhoramento dos parâmetros de deslocamento do petróleo e conseqüente aumento de
sua recuperação.
As soluções de polímeros e biopolímeros são utilizadas com intuito de aumentar
a viscosidade do meio, auxiliando no aumento da pressão do reservatório, favorecendo o
deslocamento do óleo, enquanto que as soluções de tensoativos favorecem na redução
da tensão interfacial óleo/água, melhorando o escoamento do petróleo.
O objetivo desse trabalho é estudar o deslocamento do petróleo, avaliando o
efeito das soluções de polímeros, tensoativo e EDTA, em meio poroso, visando o
aumento na produção de petróleo. A viscosidade, a tensão interfacial e a permeabilidade
são propriedades que são estudadas neste trabalho, além dos parâmetros de natureza
físico-química, tais como, temperatura, pressão, taxa de cisalhamento.
O presente trabalho esta dividido está dividido em capítulos, sendo o primeiro a
introdução, seguido por uma revisão bibliográfica, que detalha vários trabalhos
Capítulo 1 – Introdução Geral 15
Joselisse Soares de Carvalho Santos
desenvolvidos na área. Em seguida são apresentados quatro capítulos, cada um referente
a um estudo específico, que se tornaram artigos científicos publicados e/ou em via de
publicação, e tratam do estudo reológico de soluções de polímero, propriedades
interfaciais, permeabilidade e recuperação do petróleo, respectivamente. Por fim é
apresentado um capítulo que mostra as conclusões mais relevantes obtidas no presente
trabalho.
CAPÍTULO 2
REVISÃO BIBLIOGRÁFICA
Capítulo 2 – Revisão bibliográfica 17
Joselisse Soares de Carvalho Santos
2 REVISÃO BIBLIOGRÁFICA
O presente capítulo tem como objetivo explanar os fatores envolvidos no
processo de recuperação avançada, mostrando sua importância e influencia nas
características dos fluidos envolvidos na recuperação do petróleo e no meio poroso.
2.1 Reologia
A Reologia é a ciência da deformação e movimento de um material. Refere-se à
resposta do material a uma tensão aplicada, cujo resultado é o deslocamento do corpo
em relação a um ponto (ARRUDA, 1996). A reologia faz parte da físico-química que
investiga as propriedades e o comportamento mecânico de corpos que sofrem uma
deformação ou um escoamento devido à ação de uma tensão de cisalhamento
(MACHADO, 2002). Para fluidos ideais, tais como líquidos e gás, deformam-se de
forma irreversível. A energia exigida para a deformação é dissipada dentro do líquido
sob a forma de calor e não pode ser simplesmente recuperada (SCHRAMM, 2006).
Du, Gong & Zheng (2004) verificaram em seus estudos o emprego de um
modelo, através da mistura de duas fases proposto por Kopnistos; a partir disto, eles
descrevem o comportamento reológico dinâmico de misturas de poli (metacrilato de
metilo) (PMMA) / poli (estireno-co-acrilonitrilo) (SAN); com isso, observaram que as
propriedades viscoelásticas para as misturas de fases podem ser interpretadas com base
no modelo e simplificado para descrever a reologia de emulsões de dois fluidos
viscoelásticos incompressíveis. Também notaram que a morfologia das misturas de
fases está fortemente relacionada com a temperatura, o tempo e a composição destes
polímeros.
Toneli, Murr & Park (2005) revisaram as propriedades reológicas dos
polissacarídeos, ressaltando que estes podem ser afetados por uma série de fatores,
principalmente, às características moleculares e supramoleculares. Em outras palavras,
mudanças na força iônica, na temperatura ou em outros parâmetros do solvente podem
induzir a uma transição conformacional, modificando a resistência hidrodinâmica da
macromolécula ao escoamento. Nestes estudos eles observaram que alguns autores
trabalharam com temperatura de 60ºC, e estas soluções apresentaram um
comportamento Newtoniano dentro da faixa de concentrações estudada (1 a 40%).
Também, determinaram a concentração crítica das soluções, que foi estimada em 17%.
Capítulo 2 – Revisão bibliográfica 18
Joselisse Soares de Carvalho Santos
A grade maioria dos polímeros apresentou um comportamento pseudoplástico em
soluções acima da concentração crítica, devido à desagregação e orientação das cadeias
sob tensões elevadas.
Hicyilmaz, Özün & Altun (2006) estudaram as características reológicas das
suspensões asfáltica-água (AWSs). Os resultados mostraram que a viscosidade do
AWSs foi influenciada negativamente pelo aumento da densidade de pasta e com o
tamanho médio das partículas. Os efeitos de dispersão e agentes de estabilização foram
estudados com uma mistura química, incluindo 90% de sulfonato de poliestireno (PSS)
como dispersante e 10% de Na-carboxilmetil-celulose (Na-C.M.C) como estabilizador.
Os resultados mostraram que a agregação hidrofóbica de partículas são fatores críticos e
afetaram significativamente as características reológicas de AWSs.
Nery et al. (2008) observaram em seus estudos que a goma xantana, produzida
pela cepa 2103 a partir do soro de leite apresentou comportamento reológico
pseudoplástico, característico de soluções poliméricas e goma xantanta, com
viscosidade máxima de 57,3 mPa.s para soluções aquosas de 2% de goma a 25 ºC e
baixa taxa de cisalhamento.
Hussein et. al. (2010) verificaram em seus estudos que polímeros catiônicos
solúveis em água apresentaram um aumento da viscosidade ao elevar a quantidade de
hidrofóbicos incorporados na solução, exceto para os polímeros que já possuem um teor
hidrofóbico muito elevado, que resultou no decréscimo da viscosidade.
Al-Shammari et al. (2011) mostraram em seus estudos, que os polímeros em
diferentes concentrações se comportaram como fluidos não-Newtoniano, indicado pela
diminuição da viscosidade e pelo aumento da taxa de cisalhamento, sendo a viscosidade
mais pronunciada nos casos de taxas mais baixas. Outro fator observado foi à
diminuição da viscosidade com o aumento da temperatura no meio.
Chen et al. (2012) estudaram as viscosidades das soluções de polímero HAPAM
em função da concentração, e perceberam uma variação abrupta da viscosidade quando
a concentração deste polímero foi superior a 1000 mg/L. Este fenômeno indicou a
região da concentração de agregação crítica do polímero (c.a.c). Eles concluíram que, o
notável aumento da viscosidade aparente da solução de polímero HAPAM pode ser
atribuído as fortes interações intermoleculares.
Nanjun Lai et al. (2013) estudaram a reologia de polímeros bem como a
viscosidade de soluções de poliacrilamida a 25% hidrolisada e poliacrilamida
Capítulo 2 – Revisão bibliográfica 19
Joselisse Soares de Carvalho Santos
hiperamificado com 22% hidrolisada bem como o tempo de dissolução onde para
soluções de 500 ppm dos dois polímeros a viscosidade aparente média foi de 6 mPa.s
atingida com um tempo de dissolução de 300 minutos, isto a 65oC. No caso do efeito da
temperatura variando a mesma de 10 a 100 °C a viscosidade caiu de em média 14 para 1
mPa.s.
Bey et al. (2014) investigaram o comportamento reológico em pastas de
cimentos misturados com dois tipos de polímeros (policarboxilato – PCE e celulose
metil-hidroxi-metil – CE) variando a concentração. A mistura destes polímeros gera
uma adsorção competitiva em locais de superfície de partículas de cimento, o qual
influencia os seus desempenhos. Os resultados mostraram que o PCE adsorvido em
partículas de cimento proporciona impedimento histérico que diminui a intensidade das
forças de atração entre partículas coloidais, reduzindo, portanto, a tensão de
cisalhamento e a viscosidade plástica. Por outro lado, o CE adsorve em várias partículas
de cimento, o qual aumenta a tensão de escoamento e viscosidade plástica.
Cardone et al. (2015) observaram as propriedades reológicas dos componentes
betuminosos dentro de misturas asfálticas compostas de agregados revestidos por
aroeira pura em vez de betume-revestido. O objetivo foi investigar os efeitos de cargas
minerais sobre o comportamento reológico de vários betumes modificados com
polímeros (PMBS). Um betume puro e dois tipos de polímeros (elastômeros e
plastômeros) foram usados para produzir PMBS e dois agentes de enchimento, como
calcário e basalto. Os resultados para betumes modificados por polímeros indicaram que
o grau de endurecimento depende da combinação do tipo de enchimento / polímero,
quanto à adição de cargas foi verificado uma deformação permanente de resposta
elástica. De forma geral, os resultados mostraram uma interação físico-química entre o
material de enchimento e betume, e que o nível de interação é altamente dependente do
tipo de polímero.
Król et al. (2015) estudaram o comportamento reológico do betume e este
modificado com adição de alcano. Tiveram como objetivo analisar o efeito da
temperatura nas viscosidades dinâmicas e as propriedades reológicas. Os resultados
mostraram que o betume modificado com alcano diminuiu a viscosidade de forma
significativa ao elevar a temperatura do meio, quando comparado ao betume puro.
Tao et al. (2015) verificaram o comportamento reológico da goma xantana a
base de hidrogéis. Os grupos hidroxilas nas cadeias de goma xantana (XG) permitiram a
Capítulo 2 – Revisão bibliográfica 20
Joselisse Soares de Carvalho Santos
formação dos hidrogéis através de reticulação com trimetafosfato de sódio XG (STMP).
O objetivo era avaliar a modelagem cinética e a estabilidade mecânica para os hidrogéis.
Os resultados indicaram que a transição da ligação de hidrogênio para a reticulação
química em cadeias XG ocorreu um equilíbrio na região de 25 e 37 °C,
respectivamente. As redes de hidrogéis XG-STMP apresentaram um comportamento do
tipo elástico e mais resistente à deformação do que os hidrogéis XG.
Jafarifard et al. (2015) analisaram a reologia e a viscosidade de um polímero a
base de poliéster hiper-ramificado (HBP) e este mesmo polímero modificado por meio
de uma esterificação (MHBP). O objetivo do trabalho foi modificar a concentração do
polímero HBP e do MHBP, observando o efeito da viscosidade e do comportamento
reológico das soluções. Os resultados mostraram que o polímero modificado MHBP
possuiu um número de ramificações superior ao do polímero puro HBP, o qual
favoreceu na diminuição da viscosidade e no deslocamento do comportamento
reológico, reduzindo a tensão de cisalhamento.
Lin et al. (2015) verificaram em seus estudos reológicos os polímeros do tipo
(PSV e PS) que foram sintetizados por reação de substituição nucleofílica entre o
copolímero de estireno iodado com 4-vinilfenil-1-buteno (VST) e o poliestireno de lítio
(PSLi). A densidade das ramificações de PSV e PS variam de 2,4 para 20,7% e o
comprimento da estrutura PSV foi maior do que o peso molecular e o emaranhamento
de PS. Os resultados das propriedades reológicas do PSV e do PS mostraram dois
processos de relaxação após a região de transição vítrea e na região de frequência
intermediária indicou a natureza elástica das soluções devido alguns entrelaçamentos de
cadeia.
2.2 Tensão superficial e interfacial
O estudo de tensão superficial relaciona as forças coesivas entre as moléculas no
interior de um líquido e a resultante com a superfície, enquanto que a tensão interfacial
avalia esta relação entre dois líquidos imiscíveis.
Hamida & Babadagli (2008) estudaram o efeito da tensão interfacial em
tensoativos aniônico e não-iônico para o processo de deslocamento de óleo, que foi
realizado por meio de embebição. A embebição capilar é um processo muito delicado
que é dominado principalmente pela tensão interfacial, molhabilidade e densidade do
fluido. O tensoativo foi utilizado para reduzir a tensão interfacial no meio, e por ser um
Capítulo 2 – Revisão bibliográfica 21
Joselisse Soares de Carvalho Santos
fluido molhável, o mesmo infiltra ao longo das paredes dos poros, invade os poros
menores e, como consequência, a fase não molhante é forçada para dentro dos poros
adjacentes.
Bell et al. (2010) fizeram medições da tensão superficial estática das misturas de
polímero/ tensoativo, variando os perfis de concentração, obtiveram resultados
interessantes, ou seja, nenhuma das concentrações críticas foi à concentração de
agregação crítica (c.a.c). Foi identificado também um critério para o aparecimento de
um pico no perfil de tensão superficial, expressa em termos de parâmetros físicos e
químicos do sistema.
Wei et al. (2010) analisaram a tensão superficial de um polímero cristalino,
polietileno de alta densidade (HDPE), em N2 supercrítico sob diversas temperaturas e
pressões, como também, do poliestireno amorfo (PS) em CO2. Os resultados mostraram
que, em temperaturas acima do ponto de fusão, as tendências da variação de tensão
superficial com a temperatura e pressão de HDPE são semelhantes aos de PS, isto é, a
tensão superficial diminui com o aumento da temperatura e pressão. Quando ocorre
cristalização do HDPE, a tensão superficial diminui com a diminuição da temperatura.
Com isso, verificou-se que a redução da tensão de superficial está relacionada à taxa de
variação da temperatura e a um maior grau de cristalinidade.
Szymczyk et. al. (2014) estudaram o ângulo de avanço (contato) da formamida e
di-iodometano em politetrafluoretileno (PTFE) e polimetacrilato de metilo (PMMA)
recobertos por soluções de tensoativos. Os resultados mostraram que as propriedades
interfaciais não mudam quando as soluções de tensoativos apresentam concentrações
acima da concentração micelar crítica, c.m.c.
2.3 Permeabilidade
A permeabilidade de uma rocha pode ser definida como a habilidade ou a
capacidade da mesma permitir o fluxo do fluido através dos seus poros. Algumas rochas
são formadas por sedimentos argilosos, possuindo valores muito baixos de
permeabilidade. Os arenitos e calcários, por sua vez, possuem valores muito altos de
permeabilidade, sendo responsáveis pela formação dos principais reservatórios de
petróleo (MIRANDA et al., 2003).
Quando se estuda uma rocha-reservatório é possível observar a existência de
dois ou mais fluidos, desta forma a permeabilidade absoluta não é suficiente para medir
Capítulo 2 – Revisão bibliográfica 22
Joselisse Soares de Carvalho Santos
com facilidade determinado fluido que se move no meio poroso. Na existência de mais
de um fluido, a facilidade com que cada um se move é chamada “permeabilidade
efetiva” ao fluido considerado. Por exemplo, se em um meio poroso estão fluindo água
e óleo, tem-se permeabilidade efetiva da água e do óleo (THOMAS, 2001).
Nanjun Lai et al. (2013) determinou a permeabilidade de meios porosos
utilizando água como fluido de injeção, os resultados mostraram valores na ordem de
1,0 nm2 além disso estudou a injeção de soluções de polímeros poliacrilamidas com alta
e baixa ramificação, os resultados mostraram que a pressão de injeção aumenta a
valores 20 vezes maiores que a pressão inicial, e então reduzindo à 1/3 após o retorno da
injeção de água não retornando assim ao valor inicial indicando a presença de resíduo
do polímero na rocha.
Tsakiroglou et al. (2015) estudaram o escoamento binário água/óleo em uma
coluna de areia compactada de dimensões 5 e 30 cm de diâmetro e comprimento
respectivamente. A água de injeção com 20000 ppm de NaCl enquanto que o óleo 61 %
de n-C10 e 39% de n-C12. A vazão de injeção foi ajustada a 5 mL/ minuto. Os resultados
mostraram uma permeabilidade absoluta de 25 D e uma porosidade de 42%. A
permeabilidade relativa foi estudada e para a água variou de 0,01 a 0,2, enquanto que
para o óleo variou de 0,01 a 0,15. A saturação em água atingiu seu valor máximo em
67%. Dados de número de capilaridade foram obtidos na ordem de 8 x10-8.
Shojaei, Ghazanfari & Masihi (2015) estudaram a injeção de solução salina em
rocha reservatório com aproximadamente 45% de sílica e 40% de carbonato de cálcio
utilizando corpos de prova com dimensões 5,1 cm e 2,8 cm de comprimento de
diâmetro respectivamente. A água do reservatório apresenta como principais sais o
NaCl com 40000 ppm, CaCl2 com 25000 ppm e MgCl2.6H2O com 6000 ppm, enquanto
que o petróleo aproximadamente 49 % de C11- e 51% C12
+, sua viscosidade 83 cP e API
23,7. A vazão de injeção foi ajustada em 0,15mL/ minuto. Os resultados mostram que a
permeabilidade média é de 400 mD, a tensão interfacial média entre óleo e a solução
salina 10 mN/m. A saturação com água durante a injeção das soluções salinas foram
atingidas após 4 volumes porosos injetados, com uma recuperação média de 55% do
óleo inicial injetado
Rashid et al. (2015) estudaram reservatórios carbonáticos e mostraram que
existe uma dependência da permeabilidade com a porosidade, onde baixas porosidade,
na ordem de 0,005 a 0,1 de porosidade promoveram uma permeabilidade de 65 nD a 51
Capítulo 2 – Revisão bibliográfica 23
Joselisse Soares de Carvalho Santos
μD, enquanto que porosidades na ordem de 0,123 a 0,255 promoveram permeabilidade
na faixa de 0,065 a 5 mD. Neste estudo foi obtida uma equação que relaciona a
permeabilidade com a porosidade, K(mD) = 28,044.ϕ2,6504
Hongqing Song et al. (2015) mostraram através de estudos de injeção de gás,
que a heterogeneidade na permeabilidade de uma rocha interfere na produção, onde para
uma configuração de um sistema de maior permeabilidade na primeira parte da rocha
seguido de uma região de menor permeabilidade, a produção é maior que no caso onde
a permeabilidade inicial da rocha heterogênea é menor. Neste trabalho a permeabilidade
variou de 1,45 até 7,7 mD, com pressões de injeção que chegam a 10 MPa.
Feia et al. (2015) observaram em seus estudos o efeito permeabilidade em meios
porosos por meio de fluidos contendo partículas de sílica. O objetivo foi avaliar os
danos nos meios porosos por meio de partículas suspensas presentes em água produzida,
que são utilizadas em reservatórios para o processo de recuperação de petróleo. Os
resultados mostram um aumento de massa retida no interior das amostras durante a
injeção dos fluidos, e um aumento da pressão atribuída a uma diminuição da
permeabilidade da amostra, como também, um decréscimo significativo da porosidade.
2.4 Recuperação avançada
Vários autores vêm estudando a recuperação de petróleo através de técnicas de
injeção, tais como: injeções de tensoativos, de gás, de vapores de água, aquecimento dos
fluidos injetados, de microorganismos, extração de óleo utilizando ultrassons, etc.
Islam & Chakma (1991) desenvolveram um modelo matemático que descreve a
recuperação de óleo por soluções alcalinas, na presença de co-tensoativos e polímeros.
A adsorção na interface sólido / líquido foi descrito por um modelo de excesso de
superfície. O modelo mostrou ser sensível à concentração inicial de álcali, de polímero e
de co-tensoativo. A formulação com 0,1% de ácali, de polímero e de co-tensoativo,
proporcionou maior recuperação de petróleo.
Liu et al. (2004) estudaram a recuperação de petróleo de testemunhos de arenito
Berea, por injeção de tensoativo e solução de hidróxido de sódio. O tensoativo usado foi
uma mistura de aril-alquil sulfonatos de cadeia carbônica variável e massa molar
variando entre 390 e 450 g/mol. A quantidade de tensoativo que se mantém adsorvida
na rocha reservatório é suficiente para reduzir a tensão interfacial água/óleo e
Capítulo 2 – Revisão bibliográfica 24
Joselisse Soares de Carvalho Santos
possibilitar o deslocamento do óleo. Foi possível recuperar em torno de 13 % a mais de
óleo, sem necessidade de nova injeção de tensoativo.
Curbelo (2006) estudou o comportamento da injeção de tensoativos não-iônico e
iônico na recuperação avançada de petróleo. Os fatores, que influenciaram o processo
foram: as concentrações de tensoativos injetados, a viscosidade das soluções e a
temperatura de turbidez. Com os tensoativos não-iônicos, foram obtidos taxas de
recuperação variando entre 11,1 a 35%. Os tensoativos aniônicos estudados obtiveram
taxas de recuperação 50 e 71%, enquanto que o tensoativo catiônico conseguiu
recuperar apenas 5,6%. Os estudos de adsorção mostraram que apenas os tensoativos
aniônicos apresentaram dados de equilíbrio que se ajustaram aos modelos de Langmuir
e Freundlich.
Babadagli & Al-Bemani (2007) estudaram o potencial da injeção de vapor em
reservatórios de carbonatos fraturados contendo óleo pesado. Os efeitos e a contribuição
de diferentes mecanismos de recuperação foram realizados variando a temperatura do
fluido injetado. A recuperação de óleo foi realizada em temperatura abaixo do ponto de
bolha da água (90 °C), sendo determinada por três mecanismos: expansão térmica,
saturação capilar e drenagem por gravidade. Porém, a recuperação foi
predominantemente controlada pela expansão térmica.
Hamida & Babadagli (2007) estudaram a influência da radiação ultrassônica na
absorção capilar de fluidos em meios porosos. Nesse estudo foram utilizadas amostras
cilíndricas de arenito Berea e calcário indiana como rochas modelo. As amostras foram
saturadas com petróleo e submetidas a campos ultrassônicos gerados por um banho
ultrassônico de 40 kHz de frequência e por uma sonda ultrassônica de 20 kHz de
frequência. As seguintes misturas de recuperação foram estudadas: ar-água, óleo
mineral – salmoura, óleo mineral – solução de tensoativo e óleo mineral – solução
polimérica. Os resultados apontaram que a irradiação ultrassônica reforça a recuperação
por capilaridade para vários pares de fluidos, e que tal processo depende da tensão
interfacial e da densidade dos fluidos. O maior percentual de extração alcançado foi de
35%, utilizando o banho ultrassônico de 40 kHz e uma mistura de recuperação
constituída de óleo mineral e salmoura.
Santos et al. (2008) realizaram estudo com tensoativos não-iônicos, visando sua
utilização na recuperação avançada de petróleo. Foram avaliados fatores como c.m.c. e
tensão interfacial entre as fases aquosa e oleosa. Dentre os parâmetros observados,
Capítulo 2 – Revisão bibliográfica 25
Joselisse Soares de Carvalho Santos
pôde-se concluir que a etoxilação é um fator imprescindível, pois o seu aumento
proporciona baixíssimos valores de c.m.c, garantindo economia no custo do fluido de
injeção; em contrapartida, a redução da etoxilação diminui a tensão interfacial, fato
interessante no processo de recuperação avançada.
Gurgel et al. (2008) revisaram na literatura métodos de recuperação avançada de
petróleo e relataram que a recuperação é afetada pelas propriedades interfaciais entre o
óleo, a água e os reservatórios, especialmente sob condições extremas, com presença
ocasional de gás natural.
Dong et al. (2009) verificaram a recuperação avançada de petróleo para
reservatórios de óleo pesado com uma viscosidade variando entre 1.000 a 10.000 mPa.s,
utilizando misturas de tensoativos e álcalis. Os álcalis são capazes de formar tensoativos
“in situ” por reação com os ácidos presentes no óleo, gerando um efeito de redução da
tensão interfacial. Foram realizados testes de emulsificação para a escolha dos
tensoativos e álcalis capazes de emulsificar melhor o óleo e a salmoura. Os testes
realizados demonstraram que os tensoativos mais adequados para a emulsificação do
sistema óleo/água estudado foram alquil sulfatos (tais como o lauril sulfato de sódio).
Misturas de NaOH e Na2CO3 apresentaram o melhor desempenho como álcalis no
processo. Os autores obtiveram uma recuperação terciária de cerca de 22 % a 23 % do
petróleo nas melhores condições do processo.
Naderi & Babadagli (2009) testaram as taxas de recuperação com e sem
irradiação ultrassônica, e desenvolveram um sistema para medir a capacidade de
penetração da energia ultrassônica em diferentes meios, tais como ar, água e lama
(mistura de areia e água). Durante a recuperação com energia ultrassônica foi observado
um aumento no percentual de recuperação de petróleo em todos os poços analisados, e
na medida em que a viscosidade do petróleo aumenta, a recuperação diminuiu.
Luo, Zhang & Huang (2013) estudaram o processo WAG (water-alternating-
gas) para o deslocamento de petróleo, melhorando quimicamente através da injeção de
água com tensoativo, álcali ou polímero, para ajudar na eficiência da recuperação na
região de Saskatchewan, no Canadá. Esse processo é chamado de CAG – chemical-
alternating-gas. Observaram que a combinação do tensoativo aniônico ORS-46L com
0,5% em peso de Na2CO3 obteve uma baixa tensão interfacial. Os experimentos
mostraram que o processo WAG pode ser melhorado com a adição de produtos
químicos com recuperação de 27,43% IOIP (inicial oil in place).
Capítulo 2 – Revisão bibliográfica 26
Joselisse Soares de Carvalho Santos
Hezave et al. (2013) estudaram a ação do líquido iônico cloreto de 1-dodecil-3-
metilimidazol (C12mimCl) agindo como tensoativo para reduzir a tensão interfacial
água/óleo. Essa característica é peculiar desse composto, reduzindo a capilaridade e
tensão interfacial que impede a mobilidade do petróleo no meio poroso com vantagem
de que o líquido iônico pode ser um bom candidato para atuar em processos de
recuperação avançada, onde o reservatório está em condições rigorosas de salinidade.
Na recuperação, utilizando o líquido iônico e aumentando sua concentração de 1000
para 4000 ppm, o percentual de óleo recuperado subiu de 3 para 8%. Quando o líquido
iônico foi preparado com solução salina, variando as mesmas concentrações, a
recuperação avançada foi de 6 para 13%.
Chen et al. (2013b) realizaram testes para recuperar petróleo pesado pelo uso de
álcali combinado com tensoativo. Observaram um efeito sinergético entre o tensoativo e
o álcali. O tensoativo usado foi o poliglicósido de alquila (chamado de APG) e obteve
uma redução da tensão interfacial entre o petróleo e a água de 10-2mN/m. Quando foi
adicionado carbonato de sódio (0,5%) e co-tensoativo sulfonato de petróleo de Shengli,
denominado de SLPS – Shengli petroleum sulfonate (0,03%) junto com o tensoativo, a
tensão interfacial diminuiu ainda mais, chegando a 10-4mN/m. Esses valores foram
encontrados quando a concentração do APG foi de 0,05%.
Santanna et al. (2013) analisaram a recuperação de petróleo pelo aumento da
viscosidade dos sistemas de microemulsão e pela diminuição da tensão interfacial no
meio poroso óleo/água. Essas injeções na rocha Botucatu consistiram na recuperação
convencional, onde se utilizou água ou solução salina (2% de KCl). O volume de óleo
deslocado correspondeu a 75% do total deslocável; isso é maior do que a conseguida
por métodos convencionais. Verificou-se que taxas de mobilidade mais baixas foram
alcançadas com a injeção da microemulsão (tensoativo aniônico comercial, óleo do
campo Quiambina e a solução salina).
Khosravani et al. (2013) avaliaram a capacidade de nanopartículas de modificar
a molhabilidade do reservatório e diminuir a tensão interfacial entre o óleo e a solução
salina na recuperação avançada de petróleo. Foi utilizada a nanoestrutura Y-Al2O3 junto
com tensoativos catiônicos, aniônicos e não-iônicos e observou-se um efeito sinergético
com formação de uma emulsão, com características semelhantes às emulsões de sílica e
poderia ser utilizada na recuperação avançada de petróleo, especialmente nos
reservatórios de carbonato. A combinação dessa substância com esses tensoativos
Capítulo 2 – Revisão bibliográfica 27
Joselisse Soares de Carvalho Santos
mostrou que os tensoativos catiônicos (CTAB) são mais adequados que os aniônicos
(SDBS) e não-iônicos (TX-100).
Gao et al. (2013) estudaram a ação da família de tensoativos alquil sulfato. Eles
mostraram extraordinária tolerância à variação no teor de salinidade e/ou às condições
adversas. Estas foram caracterizadas pela concentração altíssima de NaCl (até 20%) e
CaCl2 (até 5%). Essa tolerância foi acompanhada com a redução da tensão interfacial
para um valor ultrabaixo até mesmo no ponto em que a maior taxa de salinidade foi
alcançada. Este tensoativo e um tensoativo convencional agem de forma sinergética, em
que o efeito total é potencializado quando utilizados em conjunto.
Zou et al. (2013) estudaram o copolímero de acrilamida no processo de
inundação química para a recuperação terciária de petróleo. Alil-β-ciclodextrina e
dimetil alil octadecil cloreto de amônio são utilizados para reagir com acrilamida para
sintetizar um polímero hidrofóbico à base de acrilamida (HCMPAM) por polimerização
de radical livre redox-ciclodextrina. Nos experimentos os autores avaliaram o
desempenho do HCMPAM, ou seja, suas propriedades que apresentaram elevado peso
molecular, tolerância ao sal, compatibilidade com tensoativo, resistência à temperatura e
a taxa de cisalhamento. Os testes de simulação de recuperação de petróleo terciária com
o HCMPAM recuperou cerca de 5,7 a 9,4%. Tais resultados indicaram que o
HCMPAM tem um grande potencial de aplicação para a recuperação de petróleo,
especialmente nos reservatórios de alta temperatura e de alta mineralização.
Castro Dantas et al. (2014) analisaram a influência da inversão de molhabilidade
para recuperação de petróleo em rocha carbonáceas, utilizando microemulsão. No
estudo, os autores utilizaram três tensoativos: um catiônico (CTAB), um aniônico (SDS)
e um não-iônico (UNT90). Os resultados mostraram que o CTAB apresentou um
potencial de inversão mais elevado de molhabilidade quando comparado com os outros
agentes tensoativos, já as microemulsões foram eficazes na recuperação do petróleo
residual, obtendo recuperação de 76,92% para CTAB, 67,42% para SDS, e 66,30% para
UNT90.
CAPÍTULO 3
EFEITO DA TEMPERATURA E
CONCENTRAÇÃO NO
COMPORTAMENTO REOLÓGICO DE
POLÍMEROS A BASE DE
POLIACRILAMIDA
Capítulo 3 – Efeito da temperatura e concentração no comportamento reológico de
polímeros a base de poliacrilamidas 29
Joselisse Soares de Carvalho Santos
3 EFEITO DA TEMPERATURA E CONCENTRAÇÃO NO
COMPORTAMENTO REOLÓGICO DE POLÍMEROS A BASE
DE POLIACRILAMIDAS
3.1 Introdução
Os polímeros são macromoléculas que possuem massa molar na ordem de 103 a
106 g/mol e em sua estrutura as unidades químicas repetidas são conhecidas como
monômeros. Estas estruturas estão interligadas por ligações primárias fortes, como as
ligações intramoleculares e covalentes (CALLISTER, 2002). A poliacrilamida é um
polímero de ampla utilização na indústria e é produzida por meio da polimerização de
acrilamida, possuindo ionicidade que o denominam como aniônico, catiônico ou neutro
(LIPP & KOZAKIEWICZ, 1991).
A Figura 3.1 apresenta a estrutura das moléculas envolvidas na reação química
para obtenção da poliacrilamida, sendo n e m, os números de moléculas de acrilamida e
ácido acrílico, respectivamente, envolvidos na reação. A proporção de ácido acrílico
presente na molécula representa o grau de ionicidade da mesma, e sendo igual a zero a
poliacrilamida é não-iônica.
Figura 3.1 Estrutura da poliacrilamida
Fonte: o Autor.
Outro tipo de polímero, biopolímero, que vem se destacando comercialmente é a
goma xantana, que apresenta características de solubilidade em meio frio ou quente, e
suas propriedades reológicas dependem do peso molecular médio e da estrutura
molecular (NERY, 2008). A goma xantana é produzida por bactérias gram-negativas do
gênero Xanthomonas e seus monômeros são formados por duas unidades de glicose e
um trissacarídeo (MACGREGOR, 2001; GARCÍA-OCHOA, 2000). Na Figura 3.2 está
representada a fórmula estrutural da goma Xantana.
Capítulo 3 – Efeito da temperatura e concentração no comportamento reológico de
polímeros a base de poliacrilamidas 30
Joselisse Soares de Carvalho Santos
Figura 3.2 Estrutura da Goma Xantana.
Fonte: Wever, Picchioni e Broekhuis, 2011
De acordo com a reologia, as tensões aplicam-se a certas equações de acordo
com o tipo de rotor do equipamento, sendo a tensão de cisalhamento aplicada a um
cilindro coaxial dado pela Equação 3.1 (SCHRAMM, 2006).
𝜏𝑖 = 𝑀𝑑
2𝜋𝐿𝑅𝑖2𝐶𝑙
= (1
2𝜋𝐿𝑅𝑖2𝐶𝑙
) 𝑀𝑑 (3.1)
𝜏𝑖 = 𝐴. 𝑀𝑑
Em que: τi – tensão de cisalhamento no raio Ri (Pa), Ri – raio do rotor (m), Md – torque
medido (N.m), L – comprimento do rotor, Cl – fator de correlação do torque que
incorpora efeitos da face inferior do rotor, A – fator forma (m-3) que envolve todos os
valores acima entre parênteses. Ela é uma constante para um determinado sistema de
sensores, sendo dependente da geometria do rotor.
O estudo reológico das soluções poliméricas vem ganhando destaque em virtude
da sua importância na indústria do petróleo onde seu uso auxilia no deslocamento de
petróleo em meio porosos (ABIDIN, PUSPASARI & NUGROHOA, 2012). Soluções
viscosas de poliacrilamida são injetadas nos reservatórios com o objetivo de varrer o
reservatório para a recuperação avançada (HAVEROEN, MACKINNON &
FEDORAK, 2005).
Capítulo 3 – Efeito da temperatura e concentração no comportamento reológico de
polímeros a base de poliacrilamidas 31
Joselisse Soares de Carvalho Santos
O fenômeno da viscoplasticidade corresponde ao equilíbrio das forças
intermoleculares que propiciam ao fluido comportamento não-newtoniano
(KREVELEN, 1990; DIAZ, VENDRUSCOLO & VENDRUSCOLO, 2004). Quando
sob cisalhamento, essas moléculas podem mudar a sua forma enovelada e se afastam da
posição de equilíbrio. Elas alinham-se com as moléculas vizinhas, reduzindo a
aleatoriedade do sistema molecular, obtendo uma orientação típica de sólidos,
originando o comportamento viscoelástico (YOUNG, 1981; NAVARRO, 1997).
Estudos reológicos relacionados com polímeros à base de acrilamida mostraram
que a relação tensão/taxa de cisalhamento aumenta com a concentração, propiciando ao
fluido um comportamento não-newtoniano (LIMA, 2010; GOMES, 2000). Outro fator
importante é que a relação taxa/tensão de cisalhamento pode tolerar elevadas forças
mecânicas durante o alagamento de um reservatório, e ainda resiste ao ataque de
bactérias e na maioria dos casos suas soluções exibem comportamento pseudoplástico
(WEVER, PICCHIONI & BROEKHUIS, 2011).
Os polímeros do tipo hidrofóbico, ao variar a viscosidade aparente versus a
concentração em várias taxas de corte a 30 º C apresentaram um comportamento mais
pronunciado na faixa de taxa de cisalhamento baixa, porque nas taxas de corte mais
altas, levam às rupturas de associações hidrofóbicas (HUSSEIN, 2010).
No presente trabalho estudou-se o efeito da concentração e da temperatura no
comportamento reológico das soluções dos polímeros acrílicos com carga não-iônica e
aniônica, assim como a goma xantana. Este estudo tem como finalidade entender o
comportamento reológico destes polímeros para determinação de parâmetros essenciais
na simulação de recuperação avançada de petróleo.
3.2 Metodologia Experimental
As soluções de polímeros e biopolímero foram preparadas com água destilada
em diferentes concentrações (400, 600, 1000, 1500 e 2000 ppm). O tempo de
solubilidade variou entre 4 e 600 minutos de acordo com a concentração e ionicidade
dos polímeros, sendo necessário a utilização de agitadores magnéticos para todas as
soluções. As soluções de polímero preparadas a partir de polímeros à base de acrilamida
estão listadas na Tabela 3.1, de acordo com a informação do fabricante.
Capítulo 3 – Efeito da temperatura e concentração no comportamento reológico de
polímeros a base de poliacrilamidas 32
Joselisse Soares de Carvalho Santos
Tabela 3.1 Os polímeros e as cargas iônicas de acordo com o fabricante.
Polímero Carga iônica
(% molar)
AH 912 SH 0
AN 905 SH 3
AN 934 SH 30
AN 977 SH 70
Fonte: o Autor
As soluções utilizadas foram codificadas da seguinte forma: soluções aniônicas
AN 905 SH (AN-3), NA 934 SH – (AN-30), AN 977 SH (AN-70), solução não iônica
pós-hidrolisada AH 912 SH (AH-0) e goma xantana (GUM). Cada solução estudada foi
submetida a análises reológicas em um Reômetro Brookfield Viscometer – Brookfield
Engineering Labs, com os seguintes parâmetros: 300 rpm e uma taxa de cisalhamento
máxima de 3000 s-1. O controle de temperatura foi realizado por meio de um banho
termostatizado acoplado ao reômetro, e estas variaram de 298 a 328 K. Os resultados
foram organizados em tabelas e gráficos para melhor interpretá-los.
3.3 Resultados e discussão
3.3.1 Comportamento reológico das soluções
Na Figura 3.3 apresenta o comportamento reológico das soluções poliméricas
AH-0, AN-3, AN-30, AN-70 e GUM respectivamente, a temperatura de 298 K e
diferentes concentrações.
Capítulo 3 – Efeito da temperatura e concentração no comportamento reológico de
polímeros a base de poliacrilamidas 33
Joselisse Soares de Carvalho Santos
Figura 3.3 Comportamento reológico das soluções de polímeros a 298 K, com
concentrações de 400, 600, 1000, 1500 e 2000 ppm (a) AH-0, (b) AN-3, (c) AN-30, (d)
AN-70 e (e) GUM.
0
4
8
12
16
20
0 500 1000 1500 2000 2500 3000
τ(P
a)
(s-1)
400 ppm
600 ppm
1000 ppm
1500 ppm
2000 ppm
(a)
0
5
10
15
20
25
30
35
0 500 1000 1500 2000 2500 3000
τ(P
a)
(s-1 )
400 ppm
600 ppm
1000 ppm
1500 ppm
2000 ppm
(b)
Capítulo 3 – Efeito da temperatura e concentração no comportamento reológico de
polímeros a base de poliacrilamidas 34
Joselisse Soares de Carvalho Santos
0
4
8
12
16
20
0 500 1000 1500 2000 2500 3000
τ(P
a)
(s-1 )
400 ppm
600 ppm
1000 ppm
1500 ppm
2000 ppm
0
4
8
12
16
20
0 500 1000 1500 2000 2500 3000
τ(
Pa)
(s-1)
400 ppm
600 ppm
1000 ppm
1500 ppm
2000 ppm
(c)
(d)
Capítulo 3 – Efeito da temperatura e concentração no comportamento reológico de
polímeros a base de poliacrilamidas 35
Joselisse Soares de Carvalho Santos
A Figura 3.3 de um modo geral, para todas as soluções poliméricas a tensão de
cisalhamento aumentou com a elevação da taxa de cisalhamento.
Para o polímero AH-0 (Figura 3.3a), observa-se que o aumento da concentração
provocou uma variação na tensão de cisalhamento, no entanto as concentrações de 1500
e 2000 ppm sofreram um decréscimo de tensão com o aumento da taxa de cisalhamento.
O mesmo efeito ocorreu na solução AN-3 (Figura 3.3b), porém a diminuição da tensão
em relação à taxa foi mais acentuada para as soluções de maiores concentrações. Esse
efeito pode estar relacionado à pequena quantidade de cargas e a inexistência delas, nos
polímeros AN-3 e AH-0. Quanto ao polímero AH-30 (Figura 3.3c), suas baixas tensões
entre as taxas 60 - 1500 s-1 podem estar vinculadas a pós-hidrolisação, pois nas reações
de hidrólise, os monômeros que constituem um polímero podem separar-se uns dos
outros. Isso torna o polímero mais solúvel e, consequentemente, menos viscoso (LI QU
et al., 2015; KULICKE, 1982). Para a solução AN-30 verifica-se que até 1500 s-1, as
concentrações de 600, 1000 e 2000 ppm apresentaram praticamente os mesmos valores
das tensões de cisalhamento, com valores entre 2 e 8 Pa. A concentração de 400 ppm
apresentou valores mais baixos de tensão em toda faixa da taxa de cisalhamento
estudada, enquanto a concentração de 1500 ppm apresentou valores mais altos na tensão
de cisalhamento para a mesma faixa da taxa de cisalhamento.
Quanto a solução AN-70 (Figura 3.3d), observa-se que a tensão de cisalhamento
aumentou quando a concentração variou de 400 a 1500 ppm. A concentração de 2000
0
2
4
6
8
10
12
14
0 500 1000 1500 2000 2500 3000
τ(
Pa
)
(s-1 )
400 ppm
600 ppm
1000 ppm
1500 ppm
2000 ppm
(e)
Fonte: o Autor.
Capítulo 3 – Efeito da temperatura e concentração no comportamento reológico de
polímeros a base de poliacrilamidas 36
Joselisse Soares de Carvalho Santos
ppm apresentou um comportamento semelhante à de 1500 ppm até a taxa de
cisalhamento aproximadamente 2200 s-1. A partir daí a solução de 2000 ppm apresentou
valores de tensão inferiores à de 1500 ppm.
Esses comportamentos das curvas apresentadas para os polímeros AN-3 e AN-
70, podem estar relacionados ao percentual de cargas iônicas existentes neles, como
também, à conformação emaranhada das cadeias poliméricas, devido ao aumento da
concentração. Com relação à GUM (Figura 3.3e), à medida que aumentou a
concentração de 400 a 1500 ppm a tensão de cisalhamento se eleva em toda a faixa da
taxa de cisalhamento estudada, com exceção a concentração de 2000 ppm, que
apresentou tensões de cisalhamento inferiores a solução de 1500 ppm.
Observa-se que ocorreu um aumento da inclinação das curvas para as soluções
de concentrações sucessivamente mais elevadas, como também, nos polímeros de
maiores cargas (LIN et al., 2015; KLEIN, HANNEMANN & KULICKE, 1980).
Nestas soluções poliméricas existem cadeias longas entrelaçadas e enoveladas,
que em posição estática exibem ordem interna irregular sendo caracterizados por uma
considerável resistência interna ao fluxo. Tais soluções ao serem cisalhadas em
velocidades elevadas, podem desfazer os entrelaçamentos, ou também deixá-las
totalmente estendidas. Sabe-se que as moléculas alinham-se e se orientam na direção do
fluxo, permitindo que elas escorreguem uma pelas outras mais facilmente. Em baixas
taxas de cisalhamento as soluções de poliacrilamida são viscoelásticas e expõem-se de
forma perpendicular à direção do fluxo, que caracteriza o efeito de Weissenberg. Essas
soluções podem desviar o fluxo laminar, sendo a viscosidade independente da taxa de
corte, mas se esta é elevada, estes fluidos sofrem diminuição da viscosidade e são
chamados de pseudopláticos (SCHRAMM, 2006; KULICKE, et al. 1979). Porém, no
estudo da reologia verifica-se que as soluções podem ser afetadas pela velocidade de
corte, a estrutura e a concentração do polímero (AL-SHAMMARI, et. al. 2011).
As altas taxas de cisalhamento foram escolhidas para que fossem visualizadas as
deformações das amostras de polímeros estudadas, que são significativas nos polímeros
de cargas menores, sendo perceptível a partir da taxa 500 s-1 e no caso do biopolímero,
na taxa acima de 1000 s-1. Sabe-se que nos polímeros no estado amorfo, existem
considerável emaranhamento das cadeias e que ao mesmo tempo, a baixa taxa de
cisalhamento pode perturbar o meio. Conforme aumenta a velocidade de corte, a
perturbação pode ocorrer rapidamente nas cadeias o que diminui o emaranhamento
Capítulo 3 – Efeito da temperatura e concentração no comportamento reológico de
polímeros a base de poliacrilamidas 37
Joselisse Soares de Carvalho Santos
resultante e permite que as moléculas fluam com menos resistência, diminuindo,
portanto a viscosidade e a ruptura da cadeia (JAFARIFARD et al., 2015; STEVENS,
1999).
A partir dessas observações foram realizados os cálculos das viscosidades para
os polímeros e o biopolímero nas taxas de 500 s-1 e 1000 s-1, de acordo com o modelo
de Bingham e outros modelos. Os polímeros apresentaram um comportamento
Binghamiano, mas os dados mostraram a melhor regressão para maioria dos polímeros e
do biopolímero de acordo com o modelo de Herschell-Bukley e Casson.
Vale salientar que o programa utilizado pelo reômetro, na definição do melhor
modelo que se ajusta aos dados experimentais não foi na sua maior parte utilizado, pois
o único critério considerado pelo referido programa é o coeficiente de correlação, e com
isso o fenômeno físico termina por ser negligenciado. Com isto utilizou-se as Equações
3.2, 3.3, 3.4 e 3.5, para a determinação da melhor representação do comportamento
reológico além de uma análise de sensibilidade quanto ao fluido ser newtoniano ou
binghamiano.
Newton:
𝜏 = 𝜂�̇� (3.2)
Bingham:
𝜏 = 𝜏0 + 𝜂�̇� (3.3)
Herschel-Bulkley:
𝜏 = 𝜏0 + 𝐾�̇�𝑛 (3.4)
Casson:
𝜏1
2⁄ = 𝜏0
12⁄
+ 𝜂1
2⁄ �̇�1
2⁄ (3.5)
Em que, é a tensão de cisalhamento, 0 – tensão de cisalhamento inicial, -
viscosidade, - taxa de cisalhamento, n - índice de fluxo, k - índice de consistência.
Capítulo 3 – Efeito da temperatura e concentração no comportamento reológico de
polímeros a base de poliacrilamidas 38
Joselisse Soares de Carvalho Santos
As diferenças de comportamento entre o polímero e o biopolímero podem estar
interligadas as estruturas das cadeias poliméricas. Estudos mostraram que a existência
de ramificações não extensas reduzem o grau de enrolamento de uma cadeia linear,
sendo a viscosidade de um polímero ramificado menor que a de um linear
(JAFARIFARD et al., 2015; RAO, 1999; NAVARRO, 1997); isso está perceptível nos
valores das viscosidades das soluções estudadas. No caso dos óleos de canola, suas
curvas são diretamente proporcionais a variação de temperatura do meio,
caracterizando-o como fluido de Bingham (STANCIU, 2013).
3.3.2 Efeito da concentração e da temperatura na viscosidade das soluções
A Figura 3.4 representa um comportamento típico da viscosidade ao variar as
concentrações dos polímeros estudados à temperatura de 298K.
Figura 3.4 Comportamento da viscosidade sob o efeito das concentrações a 298K
Fonte: o Autor.
Observa-se que os polímeros não-iônico (AH-0) e o aniônico de menor carga
(AN-3) apresentaram comportamentos semelhantes, ou seja, as viscosidades
aumentaram para as concentrações de 400, 600 e 1000 ppm, sofrendo um decréscimo
brusco da viscosidade nas concentrações de 1500 ppm. As soluções mencionadas
anteriormente apresentaram certas diferenças nas viscosidades para as maiores
concentrações (1500-2000 ppm).
0
3
6
9
12
0 500 1000 1500 2000
η(c
P)
C (ppm)
AH-0
AN-3
AN-30
AN-70
GUM
Capítulo 3 – Efeito da temperatura e concentração no comportamento reológico de
polímeros a base de poliacrilamidas 39
Joselisse Soares de Carvalho Santos
Os polímeros de maiores cargas (AN-30 e AN-70) e o biopolímero (GUM)
mostraram certa similaridade em seus comportamentos, pois as viscosidades cresceram
de forma menos abrupta à medida que aumentava as concentrações nas faixas de 400-
1500 ppm, enquanto que, em 2000 ppm as viscosidades diminuíram ou permaneceram
estáveis. O decréscimo da viscosidade após determinada concentração está relacionada
à concentração crítica, que em termos reológicos, é o ponto divisor entre uma suspensão
diluída e concentrada, que constitui o produto da formação de aglomerados de
partículas, que são dependentes do movimento das partículas vizinhas (RAO, 1999).
A Tabela 3.2 apresenta os resultados relativos às variáveis temperatura e
concentração para todos os polímeros estudados.
A partir dos dados foi possível observar que, a concentração de 400 ppm para
maioria dos polímeros e do biopolímero, sofreram diminuição das viscosidades de
forma gradativa sob o efeito da temperatura, mas em alguns casos a viscosidade se
eleva. Quanto ao polímero AN-3 ocorreu uma variação brusca da viscosidade entre as
temperaturas de 298-308 K, além de apresentar um leve aumento da viscosidade quando
a temperatura variou de 318 a 328 K. Para concentração de 600 ppm, ocorreu o mesmo
comportamento, apenas o polímero AN-30 apresentou um leve aumento da viscosidade
entre as temperaturas de 318-328 K. Uma variação brusca da viscosidade na faixa de
298-308 K foi observada para o polímero AN-3, tal como ocorreu na concentração de
400 ppm. Também, pode-se observar que as viscosidades nestas concentrações variaram
pouco na maioria das soluções estudadas.
Capítulo 3 – Efeito da temperatura e concentração no comportamento reológico de
polímeros a base de poliacrilamidas 40
Joselisse Soares de Carvalho Santos
Tabela 3.2 Variação da viscosidade dos polímeros em diferentes concentrações e
temperaturas.
Viscosidades (cP)
C (ppm) T (K) AH-0 AN-3 AN-30 AN-70 GUM
400
298 3,2 7,5 5,4 5,1 1,7
308 3,4 2,7 4,9 4,9 1,6
318 2,1 2,4 4,5 4,6 1,9
328 1,5 2,9 2,6 4,0 1,5
600
298 5,7 9,1 8,2 7,0 2,6
308 5,0 5,1 7,1 7,7 2,3
318 2,2 3,2 5,6 6,7 2,2
328 2,0 2,8 5,9 6,1 1,9
1000
298 9,2 11,3 9,3 9,8 3,9
308 6,0 8,0 8,9 9,6 3,5
318 2,6 3,9 7,1 7,3 3,1
328 4,0 4,8 7,3 7,3 3,3
1500
298 5,4 6,9 11,3 12,6 5,9
308 3,0 5,5 7,0 10,1 5,2
318 3,6 5,5 6,7 10,0 3,9
328 3,1 5,9 7,0 7,4 4,1
2000
298 5,0 8,3 10,0 11,1 5,8
308 3,3 5,0 7,7 10,0 5,6
318 3,9 5,7 9,3 10,3 4,2
328 4,8 7,6 9,5 9,8 3,3
Fonte: o Autor.
Para a concentração de 1000 ppm, observa-se que as temperaturas de 298 e 308
K, os polímeros aniônicos de maiores cargas e o biopolímero, sofreram pequenas
variações nas viscosidades, e o polímero não-iônico e o aniônico de menor carga
variaram bruscamente nas mesmas condições de temperaturas; já para as temperaturas
de 318 e 328 K, as viscosidades quase não variaram para os polímeros AN-30, AN-70 e
Capítulo 3 – Efeito da temperatura e concentração no comportamento reológico de
polímeros a base de poliacrilamidas 41
Joselisse Soares de Carvalho Santos
GUM. Enquanto nos polímeros AH-0 e AN-3 ocorreu um aumento da viscosidade. Na
concentração de 1000 ppm, observou-se que nas temperaturas de 298 a 318 K as
viscosidades decrescem para todos os polímeros e o biopolímero, enquanto nas
temperaturas de 318 a 328 K ocorreu um aumento da viscosidade, com exceção do
polímero AN-70. No caso do AH-0 este aumento foi significativo.
A maioria dos polímeros e o biopolímero, na concentração de 1500 ppm,
sofreram pequenas variações em suas viscosidades, entre as temperaturas 298-308 K,
entretanto o polímero AN-30 teve uma variação com maior intensidade, nas mesmas
condições de temperatura. Ao se aumentar a temperatura até 318 K, observa-se que as
viscosidades diminuem ou se mantém praticamente constante para todos os polímeros,
entretanto ao variar a temperatura para 328 K ocorre uma elevação da viscosidade para
os mesmos, exceto para AN-70 e AH-0.
Para a concentração de 2000 ppm verifica-se um decréscimo da viscosidade com
o aumento da temperatura, de 298 a 308 K, em todos os polímeros. Para os polímeros
AN-3, AN-30 e AH-0, ocorre uma inversão para as condições de 318 a 328 K. O
polímero AN-70 a 318 K apresenta um leve aumento da viscosidade, mas ao atingir a
temperatura de 328 K, este diminui. Com relação ao GUM, este apresentou o
comportamento tradicional, ou seja, sua viscosidade decresceu com o aumento da
temperatura. Verifica-se que nas soluções de 1000 a 2000 ppm, existe uma elevação da
viscosidade na temperatura de 328 K; este efeito está relacionado a um extenso
cisalhamento que pode ser percebido sempre que o líquido muda sua natureza física ou
química, ocorrendo a gelificação e a perda de solvente por evaporação (DUARTE,
2011; SCHRAMM, 2006).
Diante dos estudos realizados foi possível observar que a viscosidade das
soluções a base de poliacrilamida não dependem apenas da concentração, peso
molecular, das cargas e da temperatura, mas também da taxa de cisalhamento (LIN et
al. 2015; KLEIN, HANNEMANN & KULICKE, 1980).
A Tabela 3.3 apresenta os resultados da tensão inicial (τ0) relativo às variáveis
temperatura e concentração para todos os polímeros estudados.
Capítulo 3 – Efeito da temperatura e concentração no comportamento reológico de
polímeros a base de poliacrilamidas 42
Joselisse Soares de Carvalho Santos
Tabela 3.3 Valores da tensão inicial (τ0) dos polímeros em diferentes concentrações e
temperaturas.
τ0 (Pa)
C (ppm) T (K) AH-0 AN-3 AN-30 AN-70 GUM
400
298 0,245 0,599 0,786 0,417 0,105
308 0,111 1,268 1,067 0,735 1,059
318 1,193 1,889 2,035 1,327 0,891
328 2,367 1,942 3,137 3,274 1,782
600
298 0,396 0,183 0,748 1,226 0,457
308 0,147 1,816 1,215 1,544 0,265
318 1,984 2,478 1,693 1,146 0,335
328 2,830 3,022 3,110 2,960 1,811
1000
298 0,779 2,251 1,007 1,402 0,793
308 1,353 4,053 1,205 1,942 0,381
318 1,751 1,923 1,526 2,088 1,433
328 3,204 2,596 3,847 2,928 2,927
1500
298 1,086 1,166 2,610 2,120 1,634
308 1,299 2,306 2,595 2,264 2,729
318 1,475 1,880 2,572 1,823 2,721
328 2,957 2,657 2,382 2,502 3,013
2000
298 1,653 1,542 2,164 2,538 2,140
308 1,710 2,623 3,742 3,584 2,065
318 1,877 2,154 3,248 3,325 2,263
328 1,325 2,726 3,246 3,492 2,746
Fonte: o Autor.
Analisando a Tabela 3.3 pode-se constatar que existe uma tendência de que com
o aumento da temperatura a tensão inicial (τ0) cresce com a temperatura, fenômeno que
diminui quando a concentração em polímero aumenta.
Na concentração de 400 ppm observou-se que a tensão inicial foi diretamente
proporcional à temperatura para maioria das poliaclilamidas e do biopolímero, exceto o
Capítulo 3 – Efeito da temperatura e concentração no comportamento reológico de
polímeros a base de poliacrilamidas 43
Joselisse Soares de Carvalho Santos
AH-0 na temperatura de 308 K e a GUM na temperatura de 318 K que sofreram uma
redução do tal zero. Já a concentração de 600 ppm verificou-se que a grande maioria das
soluções apresentaram o mesmo comportamento da concentração de 400 ppm, até para
o polímero AH-0 na mesma temperatura, também, foi observado que o AN-70 em 318
K e a GUM em 308 e 318 K, sofreram redução da tensão inicial quando comparada as
temperaturas anteriores.
Para a concentração de 1000 ppm foi verificado que a tensão inicial se eleva a
medida que a temperatura aumenta para a maioria das poliacrilamidas e o biopolímero,
Na concentração de 1500 ppm observou-se que AH-0, AN-3, AN-70 e GUM
apresentaram uma tensão inicial diretamente proporcional à temperatura do meio,
exceto na temperatura de 318 K, AN-3 e AN-70 sofreram um redução; enquanto AN-30
obteve um tal zero praticamente constante em quase toda faixa de temperatura.
Para a concentração de 2000 ppm verificou-se que os valores da tensão inicial
não apresentaram uma tendência definida indicando numa perspectiva matemática foi
praticamente constante.
Diante do exposto, observou-se que a tensão inicial apresentou um
comportamento proporcional à temperatura nas concentrações de 400, 600 e 1000 ppm;
enquanto as concentrações de 1500 e 2000 ppm não apresentaram diferença
significativa, provavelmente por estarem em concentrações próximas da c.a.c.
3.4 Considerações Finais
O comportamento reológico das soluções poliméricas foi melhor representado
pelo modelo de Bingham, apresentando por conseguinte viscosidade plástica e limite de
escoamento. Neste estudo também foi observado que existe uma faixa restrita entre 500
e 1000 s-1, onde nesta última observa-se a mudança de regime de escoamento.
Os resultados mostraram que a viscosidade destes polímeros é proporcional à
carga iônica e ao peso molecular, enquanto que a temperatura tanto aumenta quanto
diminui a viscosidade, evidenciando a hidratação dos polímeros, principalmente nos de
maior ionicidade. Também, observou-se que a tensão inicial foi mais afetada quando as
concentrações dos polímeros foram até 1000 ppm, isto devido à c.a.c.. No estudo da
concentração, comprovou-se que existe uma concentração limite de atuação do
polímero, que corresponde à concentração de agregação crítica.
Capítulo 3 – Efeito da temperatura e concentração no comportamento reológico de
polímeros a base de poliacrilamidas 44
Joselisse Soares de Carvalho Santos
Estes efeitos na reologia dos polímeros estudados, principalmente a ionicidade e
a massa molecular, são atribuídos às interações intermoleculares, junção de redes e
entrelaçamentos, devido ao acréscimo efetivo nas dimensões da macromolécula e a
massa molecular crítica de emaranhamento, por serem polímeros de cadeias flexíveis e
solvatadas.
Diante dos resultados obtidos os polímeros mais adequados para o processo de
recuperação avançada, são o AN-30 e o AN-70, por apresentarem maiores viscosidades
e serem pouco afetados pela temperatura.
CAPÍTULO 4
AVALIAÇÃO DA TENSÃO
SUPERFICIAL E INTERFACIAL NAS
SOLUÇÕES DE PETRÓLEO E
POLIACRILAMIDAS
Capítulo 4 – Avaliação da tensão superficial e interfacial nas soluções de petróleo e
poliacrilamidas 46
Joselisse Soares de Carvalho Santos
4 AVALIAÇÃO DA TENSÃO SUPERFICIAL E INTERFACIAL
NAS SOLUÇÕES DE PETRÓLEO E POLIACRILAMIDAS
4.1 Introdução
A tensão superficial e interfacial é um fator importante nos fluidos, que são
explicadas através das forças coesivas entre as moléculas no interior de um líquido ao
associarem com os átomos próximos, ou seja, na superfície não há átomos vizinhos
acima delas, com isso, eles exibem forças atrativas intermoleculares na superfície. Estes
fatores explicam a função dos tensoativos nos processos de recuperação avançada
(BURLATSKY et al., 2013, PANTHI & MOHANTY, 2013; ZHAO et al., 2006;
ZHANG et al., 2004).
Pesquisadores como Mendonça et al. (1999), verificaram que as soluções de
herbicida glifosato com tensoativos sofreram decréscimo na tensão superficial ao
aumentar a quantidade de tensoativos nas soluções. Outro fator importante foi analisado
por Sundaram (1987), observando que os valores de tensão superficial do óleo mineral
sofreram certa diminuição com o aumento da temperatura. Também foi verificado que o
aumento da temperatura nas soluções de poliestireno em presença de dióxido de
carbono supercrítico provocou uma diminuição nas tensões superficiais, propiciando
uma relação linear entre a tensão e a temperatura (PARK et al., 2007).
Para as soluções de tensoativos, a tensão superficial também é uma boa indicadora
do comportamento da solução. Geralmente há uma diminuição constante na tensão
superficial quando a concentração de agente tensoativo é aumentada, o que ocorre
devido à adsorção de monômeros do tensoativo na interface ar/líquido. Isto atinge um
ponto limitante, no qual há uma mudança abrupta na variação da tensão superficial com
a concentração de tensoativo. Este ponto de ruptura é a Concentração Micelar Crítica
(c.m.c) do sistema, sendo este ponto em que o tensoativo começa a formar agregados
(micelas) (TAYLOR, THOMAS & PENFOLD, 2007).
Para misturas polímero/tensoativo a situação é mais complexa, pois numerosos
tipos de comportamentos de tensão superficial são observados dependendo do sistema a
ser investigado. Estas misturas têm ampla aplicação (doméstica, comercial e
tecnológica) e podem ser usadas, por exemplo, em tintas, fluidos de revestimento,
produtos de gêneros alimentícios, formulações de cosméticos, detergentes, formulações
de drogas (farmacêuticas) e em recuperação avançada de petróleo (GOU et al., 2015;
MALCHER & GZYL-MALCHER, 2012; Bell et al., 2010; NEDJHIOUI et al., 2005).
Capítulo 4 – Avaliação da tensão superficial e interfacial nas soluções de petróleo e
poliacrilamidas 47
Joselisse Soares de Carvalho Santos
Estes sistemas podem apresentar interações moleculares que podem influenciar as suas
propriedades físico-químicas e determinar a sua aplicação (PETROVIC et al., 2010).
A tensão interfacial (IFT) é uma das propriedades físicas mais importantes no
estudo de relações líquido-líquido. Na ausência de agentes tensoativos, a IFT entre dois
fluidos imiscíveis é uma propriedade intrínseca que não varia com a extensão nem com
a velocidade com a qual as novas interfaces são formadas (YEUNG, DABROS &
MASLIYAH, 1998). Em um reservatório de petróleo, a elevada tensão interfacial entre
o petróleo bruto e a salmoura faz com que grande parte do óleo permaneça preso à rocha
reservatório, mesmo após as recuperações convencionais com água ou gás (YUAN et
al., 2015; QIAO et al., 2012; TRABELSI et al., 2011).
Quando são introduzidos tensoativos para o deslocamento de petróleo, ocorre
redução da tensão interfacial água/óleo (LI et al, 2007; ZHAO et al, 2006). Esta redução
depende dos pesos moleculares e das concentrações de tensoativos (SANTOS et al.,
2009; SUBHASH, AYIRALA & RAO, 2004; ZHANG et al., 2004); nestes estudos
verificou-se que os tensoativos iônicos são mais viáveis para a recuperação avançada,
por apresentarem baixo custo e alta interação com a rocha-reservatório, propiciando
tensões interfaciais inferiores às obtidas com tensoativos não-iônicos.
Compostos alcalinos desempenham papel importante na redução da tensão
interfacial (YUAN et al, 2015; PEI et al, 2013; TRABELSI et al, 2011; YANG et al,
2005), podendo intergir fortemente com a rocha de modo que boa parte de sua
quantidade total pode ser consumida (ZHAO et al., 2006). A utilização de compostos
alcalinos também causa falhas frequentes em bombas, encurtando o período de inspeção
e, além disso, elevadas concentrações em misturas polímero/tensoativo podem induzir
efeitos salinos sensíveis ao polímero, comprometendo a eficiência de varrido (JIANG et
al., 2014).
A obtenção de baixas tensões interfaciais para injeção de misturas
polímero/tensoativo em um reservatório tem sido estudada por diversos pesquisadores.
Geralmente, um número de capilaridade (Nc) elevado e/ou uma baixa razão de
mobilidade (M) resulta na maior recuperação de óleo, e a maneira mais eficaz de
aumentar o Nc é reduzindo a tensão interfacial entre o fluido deslocante e de petróleo
bruto (GOU et al., 2015).
O polímero é adicionado para aumentar a viscosidade da fase aquosa com o
objetivo de promover o controle da mobilidade da solução e aumentar a estabilidade das
Capítulo 4 – Avaliação da tensão superficial e interfacial nas soluções de petróleo e
poliacrilamidas 48
Joselisse Soares de Carvalho Santos
micelas. As soluções micelares muitas vezes atuam como emulsificantes e promovem a
diminuição da tensão superficial (PANTHI & MOHANTY, 2013; MALCHER &
GZYL-MALCHER, 2012).
Entre os sistemas estudados, os que envolvem tensoativos iônicos e polímeros não
iônicos estão atraindo muita atenção. A maioria dos estudos se preocupa com interações
de polímeros neutros com tensoativos aniônicos (MALCHER & GZYL-MALCHER,
2012). Nestas misturas, as interações são mais fracas do que quando se utiliza um
polímero iônico, cujo uso causa atração eletrostática entre as partes carregadas do
polímero e o grupo cabeça do tensoativo (TAYLOR, THOMAS & PENFOLD, 2007).
Tensoativos aniônicos, que são geralmente de sais orgânicos de Na+ e K+, reagem com
os cátions bivalentes Ca+2 e Mg+2, produzindo compostos insolúveis, levando a uma
redução da quantidade de tensoativo em solução. Para evitar este problema, usa-se um
agente quelante, o ácido etilenodiamino tetra-acético (EDTA), que é capaz de remover
os cátions bivalentes (FREITAS et al., 2013).
Usando método experimental e simulação computacional, Li et al. (2007)
mostraram que o uso de tensoativos aniônicos e não iônicos podem reduzir a tensão
interfacial a valores ultrabaixos (inferior a 10-3 mNm-1) à alta salinidade e a baixa
concentração de tensoativo.
Nedjhioui et al. (2005) estudaram o efeito de dois tensoativos aniônicos (SDS e
MARL) em misturas com o biopolímero goma xantana e o composto alcalino NaOH e
observaram que ação sinergética dos dois tensoativos tem grande influência na
condutividade destes sistemas e na tensão interfacial dos sistemas solução/óleo.
Jiang et al. (2014) sintetizaram o tensoativo hidroxi-sulfobetaína (SET-16) e
analisaram a tensão interfacial dinâmica com quatro frações de óleo destilado e
observaram considerável redução desta propriedade na fração mais leve em condições
livre de composto alcalino.
O objetivo deste capítulo foi investigar os efeitos da temperatura e concentração
na tensão superficial de soluções de poliacrilamidas com diferentes cargas iônicas,
analisando sua concentração de agregação crítica (c.a.c) e averiguando as tensões
interfaciais de óleo com soluções poliméricas, tensoativo aniônico Sabão Base (SB),
EDTA e misturas de polímero/SB/EDTA.
Capítulo 4 – Avaliação da tensão superficial e interfacial nas soluções de petróleo e
poliacrilamidas 49
Joselisse Soares de Carvalho Santos
4.2 Metodologia experimental
4.2.1 Materiais
Foram usadas soluções de poliacrilamida (AH-0, AN-3, AN-30 e AN-70) com
diferentes cargas iônicas (0, 3, 30 e 70%) fornecidas pela empresa SNF FLOERGLER
e, um tensoativo que foi sintetizado no laboratório através da saponificação de uma
mistura de óleo de coco e sebo bovino 1/19 (SB). O óleo bruto usado tinha °API 17 e o
mesmo foi coletado no campo da Fazenda Belém, Petrobrás RN/ CE, no Brasil. Devido
sua alta viscosidade, foram feitas diluições deste óleo em diesel com teor de enxofre de
10 ppm (Diesel S10, PETROBRAS).
4.2.2 Preparo das soluções
As soluções aquosas de polímeros à base de poliacrilamida foram preparadas em
diferentes concentrações (50, 200, 400, 600, 800, 1000, 1200, 1500, 1800, 2000 e 3000
ppm), para encontrar a região da concentração de agregação crítica (c.a.c). Os polímeros
foram dissolvidos lentamente e as soluções preparadas sob agitação constante. Para cada
solução, o tempo de dissolução foi diferente porque as cargas molares e as
concentrações influenciam na solubilização, como mostrado na metodologia do capítulo
3.
Nesta etapa do processo, realizou-se a mistura das soluções de polímeros com o
tensoativo sabão base (SB) na concentração de 30% acima da c.m.c (Santos et al, 2008)
e EDTA a 0,1 mol/L para quelatizar os íons bivalentes presentes na água salina. A
solubilização do SB foi realizada separadamente sob aquecimento e, após o
resfriamento, a solução foi inserida no balão volumétrico contendo o EDTA e o
polímero já dissolvidos. Para as outras soluções de tensoativo + EDTA, procedeu-se da
mesma forma. A solução de petróleo foi preparada em concentração de 750 g/L, tendo
como solvente o diesel S10.
4.2.3 Análises de densidades
A densidade de cada solução polimérica foi analisada a 298 K no densímetro
(Anton Paar – Dma4500n). Já as soluções de petróleo foram analisadas usando o
picnômetro, o qual foi calibrado com água destilada. Essas análises de densidades foram
realizadas porque são necessárias para o procedimento experimental da tensão
superficial e interfacial.
Capítulo 4 – Avaliação da tensão superficial e interfacial nas soluções de petróleo e
poliacrilamidas 50
Joselisse Soares de Carvalho Santos
4.2.4 Análises de tensão superficial e interfacial
Para as análises de tensão superficial, foi utilizado o tensiômetro K-100 (Krüss)
acoplado em um banho termostatizado para variar a temperatura entre 298 a 328 K, em
intervalos de 10 K, no intuito de observar o efeito da temperatura sobre as soluções de
polímeros em diferentes concentrações. Também, a tensão superficial foi avaliada a 298
K variando a concentração entre 50 e 3000 ppm para que fosse obtida a região da
concentração de agregação crítica (c.a.c). O método escolhido foi o método do anel Du
Nouy.
Nas análises de tensão interfacial, foi usado o mesmo tensiômetro e o método do
anel a 298 K. A medição foi realizada pelo método “pull”, no qual a lamela formada é
elevada da fase pesada para a fase mais leve. As soluções poliméricas foram usadas de
acordo com a região da c.a.c. Quanto às outras soluções de polímeros foram
acrescentadas o SB 30% acima da c.m.c e o EDTA a 0,1 mol/L, também, foram
verificadas as soluções de SB 30% acima da c.m.c, EDTA a 0,1 mol/L e água salina
(2% KCl e 0,2% de CaCl2). Todas estas soluções foram estudadas na interface com a
solução de petróleo a 750 g/L.
As análises foram realizadas em triplicata para todas as soluções.
4.3 Resultados e discussão
4.3.1 Tensão superficial das poliacrilamidas
As densidades das soluções de polímeros variaram de 0,9970 ± 0,0005 g/cm3; já a
solução de petróleo a 750 g/L obteve uma densidade de 0,9537 g/cm3.
A Figura 4.1 apresenta o comportamento das tensões superficiais nas soluções de
polímeros (AH-0, AN-3, AN-30 e AN-70) sob o efeito das temperaturas e
concentrações.
Capítulo 4 – Avaliação da tensão superficial e interfacial nas soluções de petróleo e
poliacrilamidas 51
Joselisse Soares de Carvalho Santos
Figura 4. 1 Tensão superficial dos polímeros, variando a concentração (ppm) e a
temperatura. (a) AH-0; (b) AN-3; (c) AN-30; (d) AN-70. onte: o Autor.
Fonte: o Autor.
A Figura 4.1a mostra as curvas de tensão superficial do polímero não iônico (AH-
0), que sofreu um decréscimo de tensão nas concentrações de 400 a 1000 ppm e 2000
ppm com o aumento de temperatura, sendo mais acentuada na temperatura de 328 K
para a concentração de 600 ppm. O aumento do movimento browniano favorecido pela
temperatura promoveu o afastamento das cadeias poliméricas, facilitando o movimento
molecular e, consequentemente, diminuiu a tensão superficial do polímero em solução.
Na concentração de 1500 ppm, no entanto, a tensão manteve-se praticamente constante,
indicando maior estabilidade a esta concentração.
Na Figura 4.1b observa-se que o polímero aniônico (AN-3) sofreu um decréscimo
na tensão superficial de forma significativa nas concentração de 2000 ppm ao se elevar
a temperatura do meio. Já nas concentrações de 400, 600, 1000 e 1500 ppm, este
40
50
60
70
80
288 298 308 318 328
Ten
são
(m
N/m
)
T (K)
(a)
400 ppm 600 ppm 1000 ppm
1500 ppm 2000 ppm
40
50
60
70
80
288 298 308 318 328
Ten
são
(m
N/m
)T (K)
(b)
400 ppm 600 ppm 1000 ppm
1500 ppm 2000 ppm
40
50
60
70
80
288 298 308 318 328
Ten
são (
mN
/m)
T (K)
(c)
400 ppm 600 ppm 1000 ppm
1500 ppm 2000 ppm
40
50
60
70
80
288 298 308 318 328
Ten
são (
mN
/m)
T (K)
(d)
400 ppm 600 ppm 1000 ppm
1500 ppm 2000 ppm
Capítulo 4 – Avaliação da tensão superficial e interfacial nas soluções de petróleo e
poliacrilamidas 52
Joselisse Soares de Carvalho Santos
decréscimo de tensão ocorreu gradativamente, exceto na região de 328 K para a
concentração de 1500 ppm.
A Figura 4.1c apresenta o polímero (AN-30), cujo comportamento das tensões foi
praticamente constante na região de 298 a 318 K para as concentrações de 400, 600,
1500 e 2000 ppm, estas tensões decresceram acentuadamente ao se elevar a temperatura
para 328 K, exceto na concentração de 2000 ppm. A curva da concentração de 1000
ppm, sofreu decréscimos nas tensões de forma significativa em toda faixa de
temperatura.
A Figura. 4.1d representa as tensões superficiais do polímero aniônico (AN-70),
que sofreu uma diminuição de forma gradativa para a maioria das concentrações nas
faixas de temperaturas estudadas, exceto para a concentração de 600 ppm que diminui
significativamente. Diminuições de tensões superficiais com o aumento da temperatura
em soluções poliméricas também foram observados por outros pesquisadores (Moreira
et al. 2003).
A análise das tensões nas temperaturas de 318 e 328 K requer atenção especial
pelo fato dos reservatórios se encontrarem a temperaturas mais elevadas do que a
temperatura ambiente. Nos maiores níveis de agitação térmica, os polímeros AH-0 e
AN-3 apresentaram os menores valores de tensão superficial na faixa de 44,69 a 50,29
mN/m, os quais são preferíveis para o deslocamento de óleo.
Observa-se que os polímeros aniônicos de maiores cargas (AN-30 e AN-70),
apresentaram menor redução da tensão superficial com o aumento da temperatura,
indicando que os mesmos apresentaram maior estabilidade e também são viáveis para o
processo de recuperação avançada de petróleo, embora as suas tensões sejam na faixa de
60,99 a 70,16 mN/m. Isto ocorre pelo fato das repulsões eletrostáticas presentes nas
mesmas serem mais intensas do que a do polímero de carga 3% molar e também por
serem superiores às forças de Van der Waals (existentes no polímero não-iônico).
4.3.2 Concentração de agregação crítica das poliacrilamidas.
Na Figura 4.2, está representada a região da c.a.c dos polímeros através das
análises de tensão superficial versus concentração, realizadas à temperatura de 298 K.
Capítulo 4 – Avaliação da tensão superficial e interfacial nas soluções de petróleo e
poliacrilamidas 53
Joselisse Soares de Carvalho Santos
Figura 4.2 Determinação da região da c.a.c através da tensão superficial dos polímeros.
(a) AH-0; (b) AN-3; (c) AN-30; (d) AN-70.
Fonte: o Autor.
A Figura 4.2a da solução (AH-0) apresentou uma região de 1000 ppm para a
c.a.c e a Figura. 4.2b da solução (AN-3) e a Figura 4.2c da solução (AN-30) apresentou
uma região de 1500 ppm para a c.a.c; enquanto a e a Figura.4.2d da solução (AN-70),
obtiveram uma região de 1200 ppm. Estes valores de concentração de agregação crítica
(1000 e 1500ppm) também foram obtidos em trabalho sobre o comportamento da
viscosidade das mesmas poliacrilamidas (CARVALHO SANTOS, DUARTE &
BARROS NETO, 2014).
Observa-se que em sistemas diluídos o aumento gradativo das concentrações
promove uma elevação linear das tensões e, após atingirem a região crítica, estas
tensões tendem a ficar constantes, caracterizando a formação de um sistema contínuo,
45
50
55
60
65
70
75
0 500 1000 1500 2000 2500 3000
Ten
são
(m
N/m
)
C (ppm)
(a)
45
50
55
60
65
70
75
0 500 1000 1500 2000 2500 3000
Ten
são
(m
N/m
)C (ppm)
(b)
45
50
55
60
65
70
75
0 500 1000 1500 2000 2500 3000
Ten
são (
mN
/m)
C (ppm)
(c)45
50
55
60
65
70
75
0 500 1000 1500 2000 2500 3000
Ten
são (
mN
/m)
C (ppm)
(d)
Capítulo 4 – Avaliação da tensão superficial e interfacial nas soluções de petróleo e
poliacrilamidas 54
Joselisse Soares de Carvalho Santos
pois todo o volume da solução é formado por novelos do polímero (DE GENNES,
1979; GOU et al., 2015). A mudança no comportamento das tensões ocorre porque a
partir da região da c.a.c existe a associação intermolecular devido aos entrelaçamentos
entre as cadeias poliméricas (GOU et al., 2015), o que afeta inclusive as propriedades
de escoamento do polímero (MELLO et al., 2006).
Para aplicar na recuperação avançada de petróleo, concentrações acima da
concentração de agregação crítica não alteram significativamente a tensão interfacial
com óleo bruto (GOU et al. 2015). A determinação da região da c.a.c., auxiliou para as
análises da tensão interfacial destas soluções (com e sem tensoativo/EDTA) em
presença do petróleo.
4.3.3 Tensão interfacial dos fluidos
A Figura 4.3 apresenta as curvas de tensão interfacial de várias soluções com o
petróleo a 750g/L.
Figura 4. 3 Tensões interfaciais das soluções estudadas a 298 K.
Fonte: o Autor.
Em relação às tensões interfaciais dos fluidos apresentadas na Figura 4.3,
observa-se que as curvas sofreram um decréscimo das tensões no decorrer do tempo.
Isso normalmente ocorre porque as fases se difundem entre si na interface até atingirem
o equilíbrio como resultado da adsorção e dessorção do tensoativo na região de interface
16
18
20
22
24
26
28
0 200 400 600 800 1000 1200
IFT
(m
N/m
)
t (s)
água / P SB + EDTA / P
AH-0 / P AH-0 + SB + EDTA / P
AN-30 / P AN-30 + SB + EDTA/ P
AN-70 / P AN-70 + SB+ EDTA/ P
SL/ P AN-70 + SL/ P
Capítulo 4 – Avaliação da tensão superficial e interfacial nas soluções de petróleo e
poliacrilamidas 55
Joselisse Soares de Carvalho Santos
(YANG et al., 2005 e QIAO et al., 2012). Quando as duas fases são colocadas em
contato, a taxa de adsorção do tensoativo é superior à sua taxa de dessorção da interface,
então a tensão interfacial diminui. Com o passar do tempo, ocorre o aumento da
quantidade de moléculas de tensoativo na interface, fazendo com que a taxa de adsorção
diminua, enquanto que a taxa de dessorção aumenta. Quando estas taxas se tornam
iguais, o equilíbrio é atingido e o valor da tensão interfacial se torna mínimo (YANG et
al., 2005).
Diante dos resultados obtidos, foi verificada uma redução da tensão interfacial
das soluções estudadas quando comparada ao sistema água/ petróleo. Por conseguinte,
observa-se que a presença dos polímeros provocou a redução da tensão interfacial
óleo/água, o que os torna capazes de varrer o óleo retido na rocha reservatório e,
consequentemente, aumenta a produção de petróleo em sua aplicação na recuperação
avançada (ABIDIN, PUSPASARI & NUGROHOA, 2012). Como as curvas de tensão
interfacial em função do tempo de polímero/ petróleo se sobrepõem, fica notório que a
diferença de cargas molares não provocou mudanças nas tensões interfaciais.
A presença do SB e EDTA nas soluções de polímeros não influenciou de forma
significativa nas reduções das tensões interfaciais, porque o EDTA interfere no meio,
aumentando a tensão na interface; esse efeito pode ser verificado na curva de SB +
EDTA que obteve valores mais elevados que as outras soluções. Também, pode-se
confirmar porque não foi possível realizar a leitura na interface SB/ petróleo, por conter
uma tensão muito baixa.
A tensão interfacial SB/ petróleo não foi obtida porque seu valor foi tão baixo
que não houve a formação de lamela, impossibilitando a realização da leitura pelo
método adotado, segundo o fabricante do equipamento isto ocorre quando a tensão
interfacial é na ordem de 1 mN/m.
As misturas polímero/ SB/ EDTA podem ser divididas em duas grandes
categorias: sistemas contendo polímero neutro e tensoativo aniônico, conhecidos como
sistemas que interagem fracamente (misturas com tensoativos catiônicos também
podem ocorrer); e sistemas contendo polímero iônico e tensoativo com carga oposta,
chamado sistemas que interagem fortemente (BELL et al., 2010). No entanto,
independentemente da carga dos polímeros, as tensões interfaciais não variou para os
sistemas estudados, indicando interações semelhantes entre os polímeros com
Capítulo 4 – Avaliação da tensão superficial e interfacial nas soluções de petróleo e
poliacrilamidas 56
Joselisse Soares de Carvalho Santos
tensoativo e EDTA, indicando que não existem cargas opostas entre as moléculas
presentes no meio.
Outras análises de tensão interfacial foram realizadas com água salina/ petróleo
(SL/ P) e polímero + água salina/ petróleo. Embora seja confirmado que a presença do
sal diminui a tensão na interface, o mesmo não ocorre com o polímero dissolvido em
presença de sal, pois as curvas destas soluções sobrepõem às dos polímeros dissolvidos
em água destilada.
A partir dos dados experimentais, das tensões superficiais das soluções,
apresentados na Figura 4.3, foram avaliadas várias equações que relacionassem a tensão
interfacial como função do tempo e verificou-se que a melhor representação foi do tipo
logarítmica (Equação 4.1), pois apresentaram coeficientes de correlação superiores a
0,98.
𝐼𝐹𝑇 = 𝑎 + 𝑏 × log(t) (4.1)
Em que, 𝐼𝐹𝑇 (Tensão interfacial) encontra-se em mN/m e o t em segundos.
Tendo em vista a Equação 4.1, foi possível correlacioná-la com a Equação 4.2
definida por Bell et al., (2010), para obtenção de um modelo teórico. Sendo, γ –
tensão final, γ0- tensão inicial, R – constante dos gases, T – temperatura, Γ∞–
excesso superficial, 𝑅𝑠𝑆, 𝐾𝑝𝑠 𝑒 𝑃𝑠 - atividades de superfície.
γ − γ0
= −𝑅𝑇𝛤∞ × 𝑙𝑜𝑔(1 + 𝑅𝑠𝑆 + 𝐾𝑝𝑠𝑃𝑠) (4.2)
Sendo os parâmetros dentro do logaritmo, equação 4.2, uma distribuição da molécula
adsorvida na interface e o seio da solução, um parâmetro que pode ser correlacionado
com o tempo, pode-se considerar que (1 + RsS + Kps) = f(t), sendo f(t) como sendo a
relação entre o tempo (t) da medida de tensão interfacial e o tempo (𝑡𝑒𝑞) quando o
equilíbrio é atingido tem-se a equação 4.3.
γ = γ0
− 𝑅𝑇Γ∞ × 𝑙𝑜𝑔(𝑓(𝑡/𝑡𝑒𝑞)) (4.3)
A Figura 4.4 mostra a modelagem das tensões interfaciais versus 𝑡/𝑡𝑒𝑞 das
soluções de água/ petróleo, AN-70 + EDTA + SB / petróleo e AN-70/ petróleo.
Capítulo 4 – Avaliação da tensão superficial e interfacial nas soluções de petróleo e
poliacrilamidas 57
Joselisse Soares de Carvalho Santos
Figura 4.4 Modelagem das tensões interfaciais das soluções.
Fonte: o Autor.
A partir dos dados experimentais (Figura 4.4) utilizou-se a Equação 4.3 a fim de
encontrar os valores do excesso superficial. O modelo teórico encontrado representou
coerentemente os dados experimentais obtidos de cada solução estudada (Tabela 4.1),
onde os coeficientes de correlação foram por volta de 0,98.
Tabela 4.1. Valores das constantes e do coeficiente de correlação para cada solução.
Soluções Equações R² Γ (mol/m2)
Água/ P Γ = -3,03*ln(t/𝑡𝑒𝑞) + 19,37 0,995 1,22x10-6
AN-70 + SB + EDTA/ P Γ = -1,99*ln(t/𝑡𝑒𝑞) + 18,28 0,995 8,04x10-7
AN-70/ P Γ = -2,12*ln(t/𝑡𝑒𝑞) + 16,78 0,984 8,56x10-7
Fonte: o Autor
Os valores do excesso superficial apresentados na Tabela 4.1, mostram
valores próximos da literatura, (SANTOS et al., 2009).
A ausência de tensoativo em alguns pontos mostra que existem moléculas que
migram para a interface, dos sistemas estudados, reduzindo a tensão interfacial e
afetando o excesso superficial.
15
17
19
21
23
25
27
29
0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2
IFT
mN
/m
t/teq
Água/ P
AN-70 + SB + EDTA/ P
AN-70/P
Capítulo 4 – Avaliação da tensão superficial e interfacial nas soluções de petróleo e
poliacrilamidas 58
Joselisse Soares de Carvalho Santos
4.4 Considerações finais
Neste capítulo, foram obtidas as concentrações de agregação crítica de quatro
poliacrilamidas com cargas iônicas molares diferentes e nestas concentrações foram
preparadas soluções destes polímeros com EDTA e Sabão Base para que as tensões
interfaciais com petróleo diluído em Diesel S10 pudessem ser medidas. Com base nisto,
as seguintes conclusões foram obtidas:
1 – Os polímeros aniônicos de maiores cargas apresentaram maior estabilidade
com o aumento da temperatura, o que é favorável para o processo de recuperação
avançada do petróleo, pois nos reservatórios as temperaturas alcançadas são elevadas.
2 – Mesmo na ausência de tensoativo, houve redução da tensão interfacial das
soluções poliméricas com o óleo quando comparada com a mistura água/petróleo, o que
motiva ainda mais seu uso na EOR.
3 – Embora a função do EDTA seja de proteger os polímeros do efeito de sais de
metais bivalentes, seu uso com o Sabão Base mostrou efeito contrário à redução das
tensões superficiais.
4 – Foi possível observar que as cargas iônicas dos polímeros não influenciaram
significativamente nos valores das tensões interfaciais.
5 – O modelo teórico mostrou-se eficaz na representação dos dados
experimentais, permitindo obter o excesso superficial de cada sistema.
CAPÍTULO 5
EFEITO DA PERMEABILIDADE NO
MEIO POROSO
Capítulo 5 – Efeito da permeabilidade no meio poroso 60
Joselisse Soares de Carvalho Santos
5 EFEITO DA PERMEABILIDADE NO MEIO POROSO
5.1 Introdução
A permeabilidade é uma propriedade física das rochas porosas e representa a relação
de vazão com pressão ao qual o fluido que escoa é submetido. De acordo com Rashid et al.
(2015), a permeabilidade pode ser afetada pela porosidade, sendo proporcionais entre si.
Nas rochas reservatório se pode relacionar as saturações água, gás e óleo com a
permeabilidade relativa, que também são relacionadas com variáveis como a viscosidade; a
velocidade de fluxo, o escoamento bifásico do reservatório e tamanho dos poros,
(TSAKIROGLOU et al., 2015).
A avaliação da permeabilidade também pode detectar problemas de escoamento no
reservatório de petróleo, como por exemplo, a presença de argilas nos meios porosos ou
determinadas partículas presentes nos fluidos, grãos de quartzo revestidos por argilas e
partículas de sílica nos fluidos, que provocaram uma redução da permeabilidade e
porosidade, repercutindo num aumento da pressão no decorrer da injeção (AKSU,
BAZILEVSKAYA & KARPYN, 2015; FEIA et al., 2015).
Diversos estudos foram realizados buscando determinar a permeabilidade de meios
porosos a partir da injeção de fluidos salinos, de polímeros e do próprio petróleo,
relacionando-os com a eficiência de recuperação de petróleo, tensão interfacial e viscosidade
(TSAKIROGLOU et al., 2015; SHOJAEI, GHAZANFARI & MASIHI, (2015).
O objetivo deste capítulo é avaliar a permeabilidade das soluções de polímeros,
tensoativo, tensoativo + EDTA e polímero + tensoativo + EDTA em meios porosos,
analisando quais destas soluções promovem alteração da permeabilidade residual e por
conseguinte, não provocam obstruções nos poros das rochas botucatu e os fatores que
aumentam a pressão do meio.
5.2 Metodologia experimental
Na realização dos testes de permeabilidade em meio poroso, se faz necessário a
padronização das rochas reservatório, do tipo arenito Botucatu. Após isso, realizou-se a
saturação com água salina, seguida do polímero ou tensoativo com e sem EDTA e retornou-
se a injetar água salina.
Capítulo 5 – Efeito da permeabilidade no meio poroso 61
Joselisse Soares de Carvalho Santos
5.2.1 Padronização da rocha reservatório
As rochas reservatório são padronizadas através de cortes na rocha bruta com uma
serra copo diamantada e os tamanhos cortados por uma máquina serra. Como esses arenitos
são bastante porosos, há presença de impurezas, sendo necessário calciná-las em altas
temperaturas. A calcinação da rocha foi realizada utilizando-se um forno mufla que foi
programado em três tempos de trinta minutos a 600 °C. Também, foram determinadas a
porosidade de cada amostra de rocha pelas seguintes equações: Equação 5.1 representada
pelo volume de um cilindro e Equação 5.2, a de porosidade.
Lrvcilindro 2 (5.1)
Em que: Vcilindro o volume do cilindro, r o raio do cilindro e L a altura.
vv
t
v
(5.2)
Em que: a porosidade, Vv o volume de vazios e Vt o volume total. O volume de vazios é
normalmente denominado de volume poroso da rocha e representado pelo símbolo VP (Rosa,
Carvalho & Xavier, 2006).
5.2.2 Permeabilidade dos fluidos
Os fluidos (polímeros – AH-0, AN-5, AN-30, AN-70 a 1000 e 1500 ppm; AN-70 a
1500 ppm + SB 30 % acima da c.m.c + EDTA 0,1 mol/L, SB 30 % acima da c.m.c, SB 30 %
acima da c.m.c + EDTA 0,1 mol/L e água salina - 2 % de KCl + 0,2 % de CaCl2) utilizados
para a permeabilidade foram preparados como apresentado na metodologia do capítulo 4.
Para realização das permeabilidades dos fluidos, as rochas foram colocadas dentro de
uma luva de borracha, conectadas por um disco radial que possui tubulações para a
passagem do fluido. Esta luva é adicionada no holder e pressurizada à 71,05 psi. Na conexão
que injeta o fluido, há um manômetro para medir a variação da pressão no decorrer do
tempo de cada análise. Essas conexões estão acopladas nas celas que contém os fluidos a
serem injetados na rocha por meio de uma bomba de injeção. O esquema estar representado
na Figura 6.2 do capítulo 6.
Capítulo 5 – Efeito da permeabilidade no meio poroso 62
Joselisse Soares de Carvalho Santos
5.3 Resultados e discussão
A importância do cálculo para obtenção do volume poroso estar relacionado na
Equação 5.3.
P
porosoV
QtV (5.3)
Sendo, Vporoso - número de volumes porosos injetados, t – tempo , Q – vazão da bomba, Vp –
volume de poros da rocha.
As Figuras 5.1 a 5.6 apresentam o comportamento da pressão de injeção das
poliacrilamidas com ionicidade 0, 3, 30 e 70% e o biopolímero, para concentrações de 1000
e 1500 ppm, como também a mistura do polímero AN-70 + SB + EDTA, a solução de SB
30% acima da c.m.c e a solução de SB 30% acima da c.m.c + EDTA a 0,1 mol/L.
Na Figura 5.1 é mostrado o comportamento da pressão de injeção do polímero AH-0.
Figura 5.1 Permeabilidade com o polímero AH-0 a 1000 e 1500 ppm.
Fonte: o Autor.
Observa-se que a pressão durante a saturação com água salina permaneceu constante.
A injeção a 1500 ppm de polímero promoveu um aumento significativo da pressão de
injeção quando comparada com a concentração de 1000 ppm. Ao retornar à injeção de água
salina, ocorreu um decréscimo da pressão para a concentração de 1500 ppm, enquanto que a
1000 ppm de polímero a pressão manteve-se constante. Estes resultados mostraram que a
0.0
0.4
0.8
1.2
1.6
2.0
0 10 20 30 40
P (
psi
)
Volume poroso
1500 ppm
1000 ppm
água
Polímero água
Capítulo 5 – Efeito da permeabilidade no meio poroso 63
Joselisse Soares de Carvalho Santos
1500 ppm o polímero AH-0 apresentou maior potencial de deslocamento quando o mesmo
foi injetado a uma concentração de 1000 ppm. Além disto, a solução de 1500 ppm promoveu
um maior dano à rocha por apresentar uma pressão residual quase duas vezes maior que a
solução de 1000 ppm.
A Figura 5.2 mostra o comportamento da pressão de injeção do polímero AN-3.
Figura 5.2 Permeabilidade com o polímero AN-3 a 1000 e 1500 ppm.
Fonte: o Autor.
A partir dos dados apresentados nas Figuras 5.1 e 5.2, para a concentração de 1500
ppm, percebe-se que as pressões de injeção para o AH-0 são maiores que no caso do AN-3,
mesmo como mostrado na Tabela 3.2, onde sua viscosidade é menor. Isto indica que o
polímero pode ter atingido sua concentração de agregação crítica, o que dificulta seu
escoamento no meio poroso.
A Figura 5.3 representa o comportamento da pressão de injeção do polímero AN-30.
0.2
0.4
0.6
0.8
1.0
1.2
1.4
0 10 20 30 40
P (
psi
)
Volume poroso
1500 ppm
1000 ppm
água Polímero
água
Capítulo 5 – Efeito da permeabilidade no meio poroso 64
Joselisse Soares de Carvalho Santos
Figura 5. 3 Permeabilidade com o polímero AN-30 a 1000 e 1500 ppm.
Fonte: o Autor.
Observa-se uma pressão constante durante a saturação com água salina. A injeção de
1500 ppm proporcionou um aumento significativo da pressão de injeção quando comparada
com a concentração de 1000 ppm, o que comprova a sua concentração de agregação crítica
ser um pouco menor que 1500 ppm.
Ao reinjetar água houve um decréscimo significativo da pressão de injeção para a
concentração de 1500 ppm, já na concentração de 1000 ppm a pressão sofreu um pequeno
decréscimo. Estes resultados mostram que a 1500 ppm o polímero AN-30 apresenta maior
potencial de deslocamento quando o mesmo é injetado a uma concentração de 1000 ppm.
Além disto, a solução a 1500 ppm favorece um menor dano à rocha, porque a pressão
residual obteve valores menores que a pressão inicial.
Na Figura 5.4 está representada o comportamento da pressão de injeção do polímero
AN-70 puro e este associado ao SB + EDTA.
0
1
2
3
4
5
6
0 10 20 30 40
P (
psi
)
Volume Poroso
1500 ppm
1000 ppm
Polímeroágua água
Capítulo 5 – Efeito da permeabilidade no meio poroso 65
Joselisse Soares de Carvalho Santos
Figura 5. 4 Permeabilidade com o polímero AN-70 a 1000 e 1500 ppm e AN-70 1500 ppm +
SB + EDTA.
Fonte: o Autor.
Durante a saturação com água salina, os resultados apresentaram uma pressão de
injeção constante. Foi observado que a pressão de injeção aumentou de forma significativa
nas três soluções e as curvas obtiveram certa similaridade no decorrer desta etapa. Ao
retomar a injeção de água, verificou-se que o polímero puro a 1500 ppm e este associado ao
SB + EDTA, obtiveram uma pressão de injeção quase igual a inicial, já a concentração de
1000 ppm apresentou uma pressão de injeção quatro vezes maior que a inicial. Estes
resultados mostram que o polímero AN-70 puro e este associado ao SB + EDTA,
apresentaram o mesmo potencial do polímero AN-30.
No entanto, verificou-se que os polímeros de menor ionicidade obtiveram pressões
de injeção inferiores aos polímeros de maior ionicidade. Este fator pode estar relacionado à
viscosidade e a c.a.c, ou seja, quando a viscosidade das soluções se eleva a viscosidade da
água conata aumenta fazendo com que a pressão do meio intensifique. Foi possível observar
que a região da c.a.c, argumentada no capítulo 4, confirmou a viabilidade das soluções (AN-
30 e AN-70 1500 ppm e AN-70 + SB + EDTA) para o processo de recuperação avançada,
por terem apresentado um melhor comportamento de injeção no decorrer da permeabilidade,
principalmente nos casos em que a pressão de injeção residual foi similar a final. Com isso,
percebeu-se que os poros das rochas não apresentaram adsorção significativa à rocha. Esse
efeito foi observado por (NANJUN LAI et al., 2013).
0
1
2
3
4
5
6
0 10 20 30 40
P (
psi
)
Volume poroso
1000 ppm
1500 ppm + SB+ EDTA
1500 ppm
água Polímero
água
Capítulo 5 – Efeito da permeabilidade no meio poroso 66
Joselisse Soares de Carvalho Santos
A Figura 5.5 mostra o comportamento da pressão de injeção do biopolímero GUM.
Figura 5. 5 Permeabilidade com o biopolímero GUM a 1000 e 1500 ppm.
Fonte: o Autor.
Durante a saturação com água salina obteve uma pressão constante, por conseguinte,
ao injetar o biopolímero com a concentração de 1500 ppm, verificou-se que a pressão de
injeção variou de expenencialmente, enquanto a concentração de 1000 ppm praticamente
não sofreu alteração na pressão de injeção, embora a diferença de viscosidade para solução
de 1500 ppm tenha apresentado 2 cP superior a concentração de 1000 ppm, acredita-se que
este fator pode ter ocorrido pela concentração de agregação crítica. Ao injetar água
novamente, a pressão de injeção residual da concentração de 1500 ppm foi duas vezes maior
que a inicial, e para a concentração de 1000 ppm obteve uma pressão de injeção igual a
inicial.
A Figura 5.6 apresenta o comportamento da pressão de injeção do tensoativo SB
30% acima da c.m.c. e este associado com o EDTA.
0
1
2
3
4
5
6
0 10 20 30 40
P (
psi
)
Volume poroso
1500 ppm
1000 ppm
águaBiopolímero
água
Capítulo 5 – Efeito da permeabilidade no meio poroso 67
Joselisse Soares de Carvalho Santos
Figura 5.6 Permeabilidade com o SB 30% acima da c.m.c e SB + EDTA.
Fonte: o Autor.
A rocha ao ser saturada com água salina apresentou uma pressão de injeção
constante. Quando injetou o tensoativo observou-se que a pressão de injeção variou
gradativamente como no caso do biopolímero. Ao reinjetar água salina, a pressão de injeção
final foi duas vezes maior que a inicial. Já a solução de SB 30% acima da c.m.c + EDTA
obteve um comportamento inicial parecido com os polímeros de maior ionicidade,
apresentando uma pressão inferior, o qual decresceu no decorrer do tempo e se elevou
novamente em pequena intensidade, e ao reinjetar água a pressão obtida foi praticamente
igual à inicial.
Os resultados do biopolímero GUM e do tensoativo SB são similares, porque estas
soluções apresentaram o aumento gradativo da pressão de injeção e não tenderam a se
manter constante no decorrer do tempo, como visto nas soluções de polímeros. Logo porque,
as viscosidades destas soluções são bem inferiores ao dos polímeros aniônicos de maior
ionicidade. Acredita-se que este fator esteja relacionado à formação de precipitados, quando
estas soluções entram em contato com a água salina que contém íons bivalentes, provocando
obstruções nos poros das rochas e dificultando o escoamento, porque ao reinjetar a água
salina a pressão residual é duas vezes maior que a pressão inicial. Esse efeito do aumento da
pressão por obstrução dos poros foi observado por (FEIA et al., 2015). Enquanto a solução
de SB + EDTA, mostrou-se viável ao processo por evitar formação de precipitados no meio
poroso, evitando a obstrução dos poros da rocha.
0
1
2
3
4
5
6
0 4 8 12 16 20 24 28 32
P (
psi
)
Volume Poroso
SB
SB + EDTA
água água
tensoativo
Capítulo 5 – Efeito da permeabilidade no meio poroso 68
Joselisse Soares de Carvalho Santos
5.4 Considerações finais
A partir dos resultados obtidos, observa-se que os polímeros aniônicos de maior
ionicidade e concentrações, apresentaram pressões de injeção mais elevadas que o polímero
não iônico e o aniônico de menor ionicidade, levando a acreditar que esse comportamento da
injeção esteja relacionado às viscosidades e a região da c.a.c. Enquanto que o biopolímero a
1500 ppm e o tensoativo, provocarem obstrução aos poros das rochas, devido a formação de
precipitados. Já a presença do EDTA nas soluções quelatizou os íons bivalentes, evitando a
formação de precipitados no caso da injeção do tensoativo.
CAPÍTULO 6
DESLOCAMENTO DE PETRÓLEO
EM MEIOS POROSOS ATRAVÉS DE
SOLUÇÕES DE POLÍMEROS E
TENSOATIVOS NA PRESENÇA DE
UM AGENTE QUELANTE
Capítulo 6 – Descolamento de petróleo em meios porosos através de soluções de
polímeros e tensoativos na presença de um agente quelante 70
Joselisse Soares de Carvalho Santos
6 DESCOLAMENTO DE PETRÓLEO EM MEIOS POROSOS
ATRAVÉS DE SOLUÇÕES DE POLÍMEROS E TENSOATIVOS
NA PRESENÇA DE UM AGENTE QUELANTE
6.1 Introdução
Os polímeros e tensoativos têm sido bastante utilizados nos diversos setores da
indústria principalmente na de petróleo, na formulação de fluidos de perfuração e
recuperação avançada (MARTINS et al., 2014; CAENN, DARLEY & GRAY, 2011;
CURBELO et al., 2008).
A queda de produção de um poço pode estar relacionada ao aumento gradual da
viscosidade do petróleo no reservatório, o que termina por necessitar do uso de processos
de recuperação, os quais têm por objetivo aumentar a energia do poço e, por conseguinte,
retornar ou recuperar parte da produção inicial (WEVER, PICCHIONI & BROEKHUIS,
2011; QUIÑONES-CISNEROS, ZÉBERG-MIKKELSEN & STENBY, 2003; DARIPA &
PASA, 2004).
No caso do processo de recuperação avançada, a presença dos polímeros e
tensoativos busca alterar a viscosidade do fluido de injeção e as tensões interfaciais,
respectivamente, resultando numa melhor eficiência de varrido do fluido de injeção e
consequente deslocamento do petróleo (CURBELO, GARNICA & BARROS NETO,
2013; ABIDIN, PUSPASARI & NUGROHOA, 2012).
O estudo reológico das soluções contendo polímeros vem ganhando destaque na
indústria petrolífera, uma vez que o uso destas soluções auxilia no deslocamento do
petróleo em meios porosos (HAVEROEN, MACKINNON & FEDORAK, 2005). Em
contrapartida, os polímeros podem se agregar às rochas gerando problemas de obstrução
nos poros, diminuindo assim a permeabilidade das mesmas (JINGCHUN et al., 2009;
BABADAGLI, 2003; CHIAPPA et al., 1999). Neste processo, o polímero além do efeito
na viscosidade, pode ser injetado no reservatório para reduzir a tensão interfacial entre óleo
e água, sendo capaz de varrer ainda mais a rocha reservatório (ABIDIN, PUSPASARI &
NUGROHOA, 2012; MELO & LUCAS, 2008).
Estudos mostraram que os polímeros e copolímeros à base de acrilamida
combinados com tensoativos mantêm a viscosidade em condições de alta temperatura e
salinidade (ZOU et al., 2013; GAILLARD, GIOVANNETTI & FAVERO, 2010),
mostrando-se viáveis para os processos de recuperação avançada.
Capítulo 6 – Descolamento de petróleo em meios porosos através de soluções de
polímeros e tensoativos na presença de um agente quelante 71
Joselisse Soares de Carvalho Santos
Os processos para o deslocamento de petróleo pesado através da injeção de água
com tensoativo, álcali ou polímero, auxiliaram na eficiência de recuperação, provocando
uma diminuição na tensão interfacial (LUO, ZHANG & HUANG, 2013), por conseguinte,
outros pesquisadores observaram que a recuperação avançada com petróleo pesado obteve
resultados relevantes com soluções de polímeros e tensoativos em presença de sal, ou seja,
à medida que aumentou a salinidade do meio ocorreu uma redução na tensão interfacial e
melhorou o deslocamento de petróleo no início do processo, mas quando a concentração da
salinidade tende ao infinito, o meio se tornou menos viável que as soluções de tensoativo e
polímero (JAMALOEI, KHARRAT & ASGHARI, 2012).
Estudos mostram por meio de simulação e experimentalmente, a caracterização de
solução de polímero, tensoativo e polímero + tensoativo, para o processo de recuperação
avançada. Os polímeros melhoraram o perfil de injeção e aumentaram a viscosidade do
meio, também foi verificado que o aumento da concentração de polímero na região de
2000 mg / L até 2500 mg / L, provocou um aumento na tensão interfacial e a eficiência do
varrido foi diminuída (JIAN HOU et al., 2013).
A combinação de soluções alcalinas, tensoativos e polímeros é amplamente
aplicável em operações piloto e em campo, o qual mostraram-se potencialmente rentável
para o processo de recuperação de petróleo, maximizando a produção onshore e offshore
nos reservatórios (OLAJIRE, 2014).
O metaborato de sódio é uma interação alcalina, que é introduzido alcali / agente
tensoativo / polímero (ASP). Esta solução pode reduzir a perda de adsorção do tensoativo,
bem como a tensão interfacial (IFT) e causa uma menor redução de viscosidade em
comparação com álcalis fortes, como também, pode ser eficaz para evitar danos de
precipitação. Os resultados indicaram que o metaborato de sódio, na recuperação de óleo,
eleva mais de 56% em comparação com carbonato de sódio e hidróxido de sódio, e ao
mesmo tempo evita os problemas causados por substâncias alcalinas convencionais
(CHEN et al., 2013a).
O efeito de nanofluido relacionado à molhabilidade em rocha carbonácia e em
arenito foi realizado medindo o ângulo de contato e a tensão interfacial. Os resultados
mostraram que o nanofluido poderia alterar significativamente a molhabilidade da água das
rochas mencionadas a partir do óleo-molhável e a condição molhável em água sem o uso
de agente tensoativo (ERSHADI et al., 2015).
Capítulo 6 – Descolamento de petróleo em meios porosos através de soluções de
polímeros e tensoativos na presença de um agente quelante 72
Joselisse Soares de Carvalho Santos
A permeabilidade é uma propriedade física das rochas porosas, que pode ser obtida
a partir da relação entre a vazão e pressão do fluido injetado (RAHMAN, PIERSON &
YUSOFF 2011; ZHAOWANCHUN et al., 2010; FATEMI & SOHRABI, 2013).
A injeção de tensoativos aniônicos para a recuperação avançada de petróleo pode
promover a formação de precipitados nos reservatórios, devido à presença de determinados
sais de cálcio e magnésio na água conata. Com isso, há necessidade de inserir nos fluidos
de recuperação o EDTA, que tem a função de quelatizar os cátions bivalentes (Ca2+, Mg2+,
Zn2+ etc.), inibindo o crescimento de cristais no meio poroso (PALMA & MECCOZZI,
2007).
Esse trabalho tem como objetivo avaliar as propriedades físico-químicas de
soluções de poliacrilamilamidas não-iônica e aniônica e a mistura das mesmas com
tensoativo e EDTA, bem como sua aplicação na recuperação avançada de petróleo,
observando qual destas soluções deslocam o maior percentual de óleo.
6.2 Metodologia Experimental
6.2.1 Reagentes e soluções
Os polímeros à base de poliacrilamidas utilizados para o processo foram: AH 912 SH
(não-iônico pós-hidrolisado AH-0), AN 934 SH (aniônico AN-30) e AN 977 SH a
(aniônico AN-70). Caracterizada pela presença do grupo carboxila, fornecida pela SNF
FLOERGER. O tensoativo foi sintetizado no laboratório através da saponificação de uma
mistura de óleo de coco e sebo bovino 1/19 (SB). O EDTA é de grau analítico de 99%.
O preparo das soluções foi feito com água destilada. Os polímeros foram dissolvidos
lentamente e as soluções foram submetidas à agitação magnética. Para cada solução, o
tempo de dissolução foi diferente porque as cargas molares e as concentrações
influenciaram na dissolução. As concentrações foram estipuladas de acordo com Carvalho
Santos, Duarte e Barros Neto (2014), sendo a concentração igual a 1000 ppm para o
polímero não iônico e 1500 ppm para os polímeros aniônicos.
A solução de tensoativo foi preparada em uma concentração correspondente a 30%
acima da concentração micelar crítica (c.m.c.) (SANTOS et al., 2008) que é de 0,0052
mol/L, esta concentração corresponde à utilizada na recuperação avançada com injeção de
tensoativo (CURBELO et al., 2008); já o EDTA teve sua concentração fixada em 0,1
mol/L, que é suficiente para interagir com 0,0085 mol/L de cálcio presente na água salina
(2% de KCl e 0,2% de CaCl2).
Capítulo 6 – Descolamento de petróleo em meios porosos através de soluções de
polímeros e tensoativos na presença de um agente quelante 73
Joselisse Soares de Carvalho Santos
A Figura 6.1 mostra a reação das soluções em cada proveta, para que seja possível
compreender a importância da adição de EDTA.
Figura 6. 1 Soluções contendo tensoativo, água salina e EDTA, (1) SB 30% acima da
c.m.c. + água salina, (2) SB 30% acima da c.m.c. + água salina + EDTA 0,1 mol/L , (3) SB
30% acima da c.m.c. + água salina+ EDTA 0,005 mol/L EDTA.
Fonte: o Autor.
Na solução 1 observa-se a formação de precipitado em grande intensidade; já as
soluções 2 e 3 possuem a mesma concentração de SB e modifica a concentração de EDTA,
o qual verifica-se que a solução 3 possui uma maior quantidade de leves precipitados por
não quelatizar todas as moléculas de cálcio.
A solubilização do SB foi preparada separadamente sob aquecimento seguido de
resfriamento. A partir do petróleo de grau API 17 foi preparada uma solução de 750 g/L,
tendo como solvente o diesel S10, para representar a fase óleo a ser recuperada. A diluição
foi realizada para ajustar a viscosidade do petróleo à condição de viscosidade e
temperatura do reservatório.
6.2.2 Preparo dos Plugs
O arenito Botucatu é uma rocha porosa e foi utilizada como meio poroso em todos
os experimentos. A rocha foi cortada com serra copo diamantada, cujas dimensões são 4 e
3 cm de diâmetro e comprimento, respectivamente. Após cortadas, foram calcinadas em
forno mufla a 600 °C, por 90 minutos, para remoção de impurezas. O volume poroso foi
determinado permeabilizando água destilada, seguido de secagem a 200 °C.
Capítulo 6 – Descolamento de petróleo em meios porosos através de soluções de
polímeros e tensoativos na presença de um agente quelante 74
Joselisse Soares de Carvalho Santos
6.2.3 Determinação da viscosidade das soluções
As viscosidades das soluções foram determinadas utilizando o reômetro RIS 200-
Brookfield. Seu sistema operacional é adaptado a um banho termostatizado acoplado a um
computador, com um spindle do tipo cone placa. A temperatura foi controlada e variou de
298 a 348 K, em intervalos de 10 K.
6.2.4 Teste de permeabilidade
Os testes de permeabilidade foram realizados com a injeção de cerca de 9 volumes
porosos de água salina (2% KCl + 0,2% CaCl2), o suficiente para ocorrer a saturação total
dos poros. Em seguida, injetaram-se a solução de polímero, 11 volumes porosos, até
ocorrer à estabilização da pressão. Por último, foram injetados 13 volumes porosos de água
salina, o suficiente para atingir a estabilização da pressão. O aparato experimental utilizado
está representado na Figura 6.2.
6.2.5 Injeção de fluidos nos plugs
O procedimento de injeção dos fluidos foi realizado em quatro etapas. A pressão
externa e a temperatura mantiveram-se constantes, 1,0 bar e 298 K, respectivamente.
1ª etapa: saturação do plug com água salina (2 % KCl+ 0,2 % CaCl2);
2ª etapa: saturação do plug com óleo e verificação do volume de óleo retido;
3ª etapa: recuperação convencional com injeção de água salina (2 % KCl +
0,2 % CaCl2), coleta de 20 pontos em tempos iguais a cada tubo de ensaio,
totalizando 8 volumes porosos;
4ª etapa: recuperação avançada com injeção das soluções de polímeros,
polímero + SB + EDTA, SB e SB + EDTA, coleta de 20 pontos em tempos
similares a cada tubo de ensaio, obtendo 8 volumes porosos.
A Figura 6.2 representa o sistema de injeção dos fluidos no decorrer do processo de
saturação até os deslocamentos de petróleo convencional e avançado.
Capítulo 6 – Descolamento de petróleo em meios porosos através de soluções de
polímeros e tensoativos na presença de um agente quelante 75
Joselisse Soares de Carvalho Santos
Figura 6.2 Sistema de injeção dos fluidos, (a) frasco com óleo mineral, (b) bomba de
injeção (c) células contendo os fluidos injetados, (d) êmbolo, (e) manômetro da pressão
interna, (f) cilindro de ar comprimido, (g) manômetro da pressão externa, (h) holder, (i)
proveta.
Fonte: o Autor.
6.2.6 Análise da concentração de óleo das amostras
Após a recuperação do petróleo, adicionaram-se 2,0 mL de querosene nas amostras
coletadas (5 mL). Estas foram agitadas e centrifugadas a 3000 rpm durante 4 minutos. Em
seguida, as amostras foram diluídas a uma proporção de 1/100 com querosene em balão
volumétrico de 10 mL. Finalmente, realizou-se a leitura no espectrofotômetro de UV-
Visível e, com isso, foi possível determinar o percentual de óleo recuperado em cada ponto
coletado a partir da curva de calibração previamente estabelecida.
6.3 Resultados e Discussão
6.3.1 Efeito da temperatura nas viscosidades das soluções
Nas Figuras 6.3 e 6.4 estão representadas o comportamento reológico do petróleo
com grau API 17 e a 750 g/L.
Capítulo 6 – Descolamento de petróleo em meios porosos através de soluções de
polímeros e tensoativos na presença de um agente quelante 76
Joselisse Soares de Carvalho Santos
Figura 6.3 Comportamento reológico do Petróleo de 17° API em diferentes temperaturas.
Fonte: o Autor.
Figura 6.4 Comportamento reológico do Petróleo a 750g/L em diferentes temperaturas.
Fonte: o Autor.
As curvas mostraram que ao passo que a temperatura aumenta a relação tensão/taxa,
que corresponde à viscosidade, diminui. Além disso, observa-se que as amostras analisadas
apresentam um comportamento Newtoniano, indicado pelas retas formadas na relação
tensão/taxa. Estes resultados estão de acordo com aqueles obtidos por (HICYILMAZ,
ÖZÜN & ALTUN, 2006).
0
40
80
120
160
200
0 50 100 150 200 250
τ(P
a)
(s-1)
298 K
308 K
318 K
328 K
338 K
0
30
60
90
120
150
180
210
0 500 1000 1500 2000 2500 3000
τ(P
a)
(s-1)
298 K
308 K
318 K
328 K
338 K
Capítulo 6 – Descolamento de petróleo em meios porosos através de soluções de
polímeros e tensoativos na presença de um agente quelante 77
Joselisse Soares de Carvalho Santos
Observou-se que a curva do petróleo de grau API 17° na faixa de 338 K é similar a
curva da solução a 750 g/L na faixa de 298 K, ou seja, a viscosidade do petróleo diluído é
bem inferior ao do petróleo puro, o qual mostrou-se viável para o processo de injeção nas
rochas reservatório, porque o petróleo puro tornou-se inviável devido sua alta viscosidade
que dificultou o escoamento no meio. Este efeito na temperatura entre os óleos puro e
diluído foi estudado por król et al., (2015).
A Figura 6.5 apresenta o comportamento reológico das soluções dos polímeros
puros, e estas associadas ao SB + EDTA e do SB + EDTA, que foram analisadas a 298 K.
Figura 6.5 Comportamento reológico dos fluidos a 298 K.
Fonte: o Autor.
Verificou-se que estas soluções se comportaram como fluidos Bighamianos. As
curvas de viscosidade dos polímeros apresentaram um aumento da inclinação em relação à
ionicidade, onde tanto na presença do SB + EDTA, quanto puro o AN-70 apresentou maior
viscosidade, indicando assim que as interações iônicas propiciam maior viscosidade ao
meio.
Outro fato que pode ser observado é a redução da viscosidade dos polímeros na
presença do SB e do EDTA e a mudança do comportamento que passa de fluido
Bighamiano para Newtoniano, principalmente no caso da mistura do SB com o EDTA sem
polímero, estes resultados são de acordo com os estudos de (CARVALHO SANTOS,
DUARTE & BARROS NETO, 2014). Estes resultados mostram que a presença do SB e do
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
0 500 1000 1500 2000 2500
τ(
Pa)
(s-1)
AN-70 AN-30AH-0 AN-70 + EDTA + SBAH-0 + EDTA + SB AN-30 + EDTA + SBSB + EDTA
Capítulo 6 – Descolamento de petróleo em meios porosos através de soluções de
polímeros e tensoativos na presença de um agente quelante 78
Joselisse Soares de Carvalho Santos
EDTA no meio termina por reduzir a viscosidade, o que não é tão favorável ao processo de
recuperação avançada.
A Figura 6.6 representa o comportamento das viscosidades das soluções estudadas
como função da temperatura que variou de 298 a 348 K, onde se pode observar que exceto
para o petróleo, que sofreu uma redução significativa de sua viscosidade, todas as soluções
dos polímeros e tensoativo tem uma tendência de estabilizar sua viscosidade com o
aumento da temperatura, o que para o processo de recuperação avançada garante o efeito
da viscosidade na injeção, mesmo em condições de temperaturas elevadas.
Figura 6.6 Efeito da temperatura sobre as viscosidades dos fluidos.
Fonte: o Autor.
6.3.2 Estudo da permeabilidade dos polímeros
O comportamento dos polímeros durante o teste de permeabilidade é mostrado na
Figura 6.7.
0
100
200
300
400
500
600
700
800
0
2
4
6
8
10
12
14
16
288 298 308 318 328 338 348
ηab
solu
ta (
cP)
ηp
lást
ica (
cP)
T (K)
SB + EDTA AH-0 + SB + EDTA AH-0
AN-70 + SB + EDTA AN-70 AN-30
AN-30 + SB + EDTA SB PETRÓLEO
Capítulo 6 – Descolamento de petróleo em meios porosos através de soluções de
polímeros e tensoativos na presença de um agente quelante 79
Joselisse Soares de Carvalho Santos
Figura 6.7 Comportamento da permeabilidade dos polímeros a 1500 ppm e o polímero
associado ao SB 30% acima da c.m.c + EDTA a 0,1 mol/L.
Fonte: o Autor.
Observa-se que nas curvas existem três níveis, uma região onde a pressão é
constante e baixa, que representa a injeção da solução salina, uma segunda região que
corresponde à injeção da solução do polímero, representada por um aumento abrupto da
pressão, permanecendo praticamente estável durante sua injeção, e por fim uma queda da
pressão que corresponde à injeção novamente da solução aquosa do sal. Neste momento,
pode-se verificar se o polímero afetou a permeabilidade da rocha quando a pressão nesta
etapa do processo não retorna aos valores iniciais de pressão.
As curvas dos polímeros apresentadas na Figura 6.7 mostram que os mesmos
ionizados por apresentarem maior viscosidade terminam aumentando a pressão de injeção
isto em relação ao não ionizado. Em contrapartida a pressão residual do polímero não
iônico e da mistura polímero/ SB/ EDTA foram maiores que a dos outros dois polímeros,
indicando que os mesmos interagem com a rocha deixando um resíduo que termina por
afetar a permeabilidade da mesma.
Com relação à pressão residual, os dois polímeros iônicos, após a terceira etapa de
injeção retornaram à pressão inicial, levando a crer que estes polímeros não interagem com
a rocha e, por conseguinte, não trazem dano à mesma. Esse efeito foi observado por
Nanjun Lai et al., (2013).
0
1
2
3
4
5
6
0 5 10 15 20 25 30 35
P (p
si)
Volume Poroso
AH-0
AN-30
AN-70
AN-70 + SB + EDTA
Capítulo 6 – Descolamento de petróleo em meios porosos através de soluções de
polímeros e tensoativos na presença de um agente quelante 80
Joselisse Soares de Carvalho Santos
6.3.3 Fator de recuperação do óleo
Nesta etapa do trabalho, foi avaliada a injeção das soluções dos polímeros estudados,
para que fosse possível observar a recuperação do petróleo em meio poroso. Inicialmente
foi determinada a porosidade das amostras utilizadas para cada uma das soluções injetadas
(Tabela 6.1). Pelo fato da rocha utilizada (arenito Botucatu) ser uma rocha natural, sua
porosidade não foi uniforme, com valor médio de 23,4 ± 4,0 %, que são valores similares
aos obtidos por Nanjun Lai et al., (2013), que são de18 ± 0,2.
Tabela 6.1 Características das rochas utilizadas em cada processo.
Soluções Rocha (%) K (mD)
SB 1 19,36 115,40
SB + EDTA 2 19,69 105,30
AH-0% 3 28,61 115,63
AH-0%+ SB + EDTA 4 22,11 130,71
AN-30% 5 21,16 94,45
AN-30% + SB + EDTA 6 21,61 118,91
AN-70% 7 27,35 100,82
AN-70% + SB + EDTA 8 27,54 113,11
Fonte: o Autor.
Observa-se na Tabela 6.1, que os valores de permeabilidade apresentaram uma
média igual a 111,79 ± 18,0 mili Darcy (mD). Estes valores estão de acordo com a
literatura Hatzignatiou, Norris e Stavland (2013).
Os fatores de recuperação do petróleo para as soluções de polímero e suas
combinações com tensoativo e EDTA como função do volume poroso injetado são
apresentadas nas Figuras 6.8 a 6.11.
Na Figura 6.8 são observadas a utilização de duas soluções de tensoativo uma pura
e outra combinada com EDTA.
Capítulo 6 – Descolamento de petróleo em meios porosos através de soluções de
polímeros e tensoativos na presença de um agente quelante 81
Joselisse Soares de Carvalho Santos
Figura 6.8 Fator de recuperação do óleo utilizando soluções de SB e SB + EDTA.
Fonte: o Autor.
Pode-se observar que na recuperação convencional, por volta de 10 volumes
porosos injetados, existe uma diferença de aproximadamente 2%, diferença que persiste ao
longo da injeção das soluções de tensoativo com e sem EDTA, mostrando assim certa
similaridade na recuperação quando o tensoativo é acrescido do EDTA.
As curvas da Figura 6.9 apresentam o comportamento da recuperação utilizando o
polímero AH-0 e sua combinação com o tensoativo e o EDTA. Comparando as duas
curvas de recuperação pode-se notar que a partir do início da injeção das soluções de
polímero, aquela contendo o tensoativo associado com o EDTA teve um aumento
significativo na recuperação, chegando a uma diferença de aproximadamente 5%. Estes
dados mostram o ganho que o polímero tem ao ser misturado com o tensoativo, que pode
ser relacionado com a redução das propriedades interfaciais oriundas do tensoativo.
0
5
10
15
20
25
30
0 5 10 15 20
Fato
r d
e R
ecu
per
açã
o (
%)
Volume Poroso
Recuperação convencional
Recup. Avançada SB + EDTA
Recup. Avançada SB
25,85 %
28,05 %
20,48 %
18,54 %
Capítulo 6 – Descolamento de petróleo em meios porosos através de soluções de
polímeros e tensoativos na presença de um agente quelante 82
Joselisse Soares de Carvalho Santos
Figura 6.9 Fator de recuperação do óleo utilizando soluções do AH-0 puro e associado ao
SB + EDTA.
Fonte: o Autor.
A Figura 6.10 apresenta as curvas do fator de recuperação do óleo para soluções do
polímero AN-30 puro e associado com tensoativo e EDTA.
Figura 6.10 Fator de recuperação do óleo utilizando soluções do polímero AN-30 puro e
associado ao SB + EDTA.
Fonte: o Autor.
0
5
10
15
20
25
30
35
40
0 3 6 9 12 15
Fato
r d
e R
ecu
per
açã
o (
%)
Volume Poroso
Recuperação convencional
Recup. Avançada AH-0 + SB + EDTA
Recup. Avançada AH-0
38,10 %
27,98 %
27,65 %
22,88%
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
0 4 8 12 16
Fato
r d
e R
ecu
per
açã
o (
%)
Volume Poroso
Reuperação Convencional
Recup. Avançada AN-30
Recup. Avançada AN-30 + SB + EDTA
41,21 %
36,35 %
22,60 %
22,61 %
Capítulo 6 – Descolamento de petróleo em meios porosos através de soluções de
polímeros e tensoativos na presença de um agente quelante 83
Joselisse Soares de Carvalho Santos
Assim como na recuperação com injeção do polímero AH-0 a presença deste
aditivo aumenta a recuperação em aproximadamente 5%. Isto mostra, mais uma vez, que o
ganho de viscosidade do polímero no meio aquoso é associado à redução da tensão
interfacial, promovendo uma sinergia na recuperação avançada de petróleo.
Por fim, a Figura 6.11 mostra que o fator de recuperação das soluções do polímero
AN-70 também aumenta com a presença do tensoativo associado com o EDTA, mas desta
vez há uma maior diferença entre eles, chegando a quase 7%.
Figura 6.11 Fator de recuperação do óleo utilizando as soluções AN-70 puro e associado
ao SB + EDTA.
Fonte: o Autor.
Estes resultados mostram que a ionicidade dos polímeros estudados promovem uma
maior eficiência de recuperação do petróleo. Isto pode estar associado às interações
eletrostáticas do meio que propiciam uma maior viscosidade, Figura 6.5, e, por
conseguinte, aumentam a recuperação. Esse tipo de comportamento foi verificado por
Nanjaun Lai et al., (2013).
De acordo com os resultados obtidos, observa-se que a mistura polímeros
aniônicos/tensoativo, eleva o fator de recuperado do óleo.
Os resultados obtidos da injeção dos fluidos estudados são apresentados na Tabela
6.2, onde as saturações de água (Swi) quando comparadas às saturações em óleo (Soi)
0
6
12
18
24
30
36
42
0 4 8 12 16
Fato
r d
e R
ecu
per
açã
o (
%)
Volume Poroso
Recuperação convencional
Recup. Avançada AN-70 + SB + EDTA
Recup. Avançada AN-70
40,69 %
33,01 %
22,36 %
23,20 %
Capítulo 6 – Descolamento de petróleo em meios porosos através de soluções de
polímeros e tensoativos na presença de um agente quelante 84
Joselisse Soares de Carvalho Santos
atingem valores menores salvo no caso do sistema com a injeção do polímero não iônico
AH-0. Estes valores são similares aos obtidos na literatura por Castro Dantas, et al. (2014).
Tabela 6.2 Fator de recuperação das soluções de polímeros puro e associados ao SB +
EDTA.
Propriedades
Rochas
1 2 3 4 5 6 7 8
Swi 0,425 0,385 0,530 0,226 0,242 0,167 0,495 0,449
Soi 0,575 0,615 0,470 0,774 0,758 0,833 0,505 0,551
% OIR convencional 18,54 20,48 22,88 27,65 22,60 22,61 22,36 23,20
% OIR avançada 7,31 7,54 5,10 10,45 13,75 18,60 10,65 17,49
% OIR total 25,85 28,02 27,98 38,10 36,35 41,21 33,01 40,69
Fonte: o Autor.
Os fatores de recuperação convencionais (% OIR convencional) foram na ordem de
18,54 ± 27,65 %, enquanto os fatores de recuperação avançada (% OIR avançada) foram na
ordem de 18,60 ± 7,31 % dependendo do tipo de solução injetada. Consequentemente os
percentuais da recuperação total (% OIR total) obtiveram diferenças entre os resultados,
porque estes estão relacionados à somatória da recuperação convencional com a avançada.
Estes resultados mostram que as melhores recuperações foram obtidas para os sistemas
AN-30 e AN-70 contendo SB e EDTA, mesmo não sendo os mais viscosos, mostrando que
neste caso a presença do tensoativo SB no meio atua como redutor das tensões interfaciais
e, a presença do EDTA impede que ocorra a precipitação do tensoativo ao entrar em
contato com o cálcio da água conata.
6.4 Considerações Finais
Os resultados obtidos no decorrer desta pesquisa permitiram chegar às seguintes
considerações finais.
1 – A viscosidade das soluções de polímeros aniônicos com tensoativos foi pouco
influenciada pelas temperaturas, fato importante para garantir a viscosidade durante o
processo de injeção no meio poroso.
Capítulo 6 – Descolamento de petróleo em meios porosos através de soluções de
polímeros e tensoativos na presença de um agente quelante 85
Joselisse Soares de Carvalho Santos
2 – O estudo da permeabilidade das poliacrilamidas no meio poroso mostrou que as
mesmas diminuem sua adsorção quando apresentam ionicidade o que reduz o dano à
formação durante a recuperação.
3 – A combinação dos tensoativos com os polímeros mostrou uma sinergia no fator
de recuperação evidenciando a combinação entre o ganho de viscosidade e a redução das
tensões interfaciais referente à adição dos tensoativos.
CAPÍTULO 7
CONCLUSÕES
Capítulo 7 – Conclusões 87
Joselisse Soares de Carvalho Santos
7 CONCLUSÕES
Os resultados obtidos no decorrer desta pesquisa, considerando as seguintes
etapas: comportamento reológico do petróleo, tensoativos e polímeros; tensão
superficial e interfacial das soluções; efeito da permeabilidade em meio poroso e o
processo da recuperação avançada permitiu a chegar às seguintes conclusões.
1 – As viscosidades dos polímeros de maior ionicidade foram pouco
influenciadas pelas temperaturas nos casos de maiores concentrações, os quais se
mostraram viáveis para a injeção no meio poroso, porque nos reservatórios há várias
temperaturas que podem interferir no processo. Quanto ao petróleo as suas viscosidades
decresceram de forma acentuada ao elevar a temperatura.
2 – As tensões superficiais dos polímeros aniônicos nas concentrações de 1000 e
1500 ppm mostraram-se importantes para o deslocamento de óleo, porque o decréscimo
da tensão ocorreu de forma gradativa sob o efeito da temperatura. Também foi possível
determinar a região da c.a.c para cada polímero estudado. Na tensão interfacial
verificou-se que as soluções de polímeros puros apresentaram tensões menores que
estes associados ao SB + EDTA, porque o EDTA interferiu no meio.
3 – As permeabilidades das soluções de polímeros se comportaram de forma
similar aos dados de viscosidades, ou seja, os polímeros mais eficientes para o processo
de recuperação foram os de maiores cargas, porque as suas altas viscosidades resultaram
numa melhorara no varrido do fluido injetado, no decorrer do experimento.
4 – Entre as soluções estudadas observou-se que as soluções contendo polímeros
(AN-30 e AN-70) de maior ionicidade associado ao SB + EDTA, destacaram-se no
processo de recuperação avançada, obtendo uma faixa de 18,60 e 17,49 %,
respectivamente.
5 – A associação do EDTA com o SB mostrou que o EDTA ao quelatizar o
cálcio, presente na água conata do reservatório, aqui representado pelos testemunhos,
melhorou a atuação do SB na recuperação, eliminando a sua floculação e, por
conseguinte seu escoamento no meio poroso.
6 – Os resultados apresentados neste trabalho também mostraram que utilizar
polímeros e tensoativo, na mesma injeção, promove um melhoramento no processo de
recuperação avançada do petróleo, associando um aumento de varrido (polímero) com
redução da tensão interfacial (tensoativo).
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Referências bibliográficas 89
Joselisse Soares de Carvalho Santos
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