ADSORÇÃO DE TENSOATIVO OCS EM ROCHAS CALCÁRIAS PARA ANÁLISE DE MOLHABILIDADE

ISBN 978-85-85905-25-5

Área

Iniciação Científica

Autores

Frazão, K.M.R. (UNIVERSIDADE FEDERAL RURAL DO SEMI-ÁRIDO) ; Pimentel, P.M. (UNIVERSIDADE FEDERAL RURAL DO SEMI-ÁRIDO) ; Santanna, V.C. (UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO NORTE) ; de Almeida, A.P.B. (UNIVERSIDADE FEDERAL RURAL DO SEMI-ÁRIDO) ; Dantas, G.C.B. (UNIVERSIDADE FEDERAL RURAL DO SEMI-ÁRIDO)

Resumo

O principal objetivo deste trabalho foi investigar a adsorção do tensoativo OCS em rochas carbonáticas para analisar sua molhabilidade. Para isso, duas amostras de calcário da microrregião de Mossoró/RN foram caracterizadas por granulometria, fluorescência de raios X (FRX), difração de raios X (DRX) e termogravimetria (TG). Em seguida, ensaios de adsorção do tensoativo OCS nos calcários foram realizados pelo método banho finito, depois foram submetidas às análises de tensão superficial, potencial zeta e ângulo de contato. E então, classificadas como calcário calcítico e dolomítico; apresentaram bom desempenho em adsorver o tensoativo, sendo mais significativa com o calcário calcítico. Em relação à molhabilidade, foram classificadas como mistas.

Palavras chaves

Adsorção; Molhabilidade; Tensoativo

Introdução

Nos processos de recuperação e produção de petróleo, uma das características importantes é a molhabilidade da rocha reservatório que vai favorecer ou não, a permeabilidade do óleo, uma vez que é a tendência de um fluido estar espalhado sobre, ou aderido a, uma superfície sólida juntamente com outros fluidos imiscíveis (WANG et al., 2011). Quando se trata de um reservatório de rochas carbonáticas, como o calcário, a molhabilidade é normalmente favorável ao óleo, sendo necessário o uso de métodos especiais de recuperação a fim de modificar a molhabilidade da superfície e, consequentemente, melhorar a recuperação do óleo (LIMA, 2015). O método químico utiliza injeção de tensoativos onde o processo pressupõe uma interação química entre o fluido injetado e o fluido do reservatório, cuja finalidade é reduzir as tensões interfaciais entre a água e o óleo, ampliando a eficiência de deslocamento e proporcionando um aumento no fator de recuperação (RIBEIRO NETO, 2007). Portanto, o presente trabalho tem por objetivo caracterizar amostras de calcário da microrregião de Mossoró/RN e analisar a molhabilidade dessas rochas, através da adsorção do tensoativo OCS.

Material e métodos

Os calcários em estudo foram obtidos na microrregião de Mossoró/RN. Inicialmente, as amostras de calcário passaram pelo processo de trituração. E foi realizada a adsorção dos tensoativos nas rochas pelo método dinâmico de banho finito com base no trabalho desenvolvido por Neves (2017); assim, foi preparada a solução do tensoativo OCS 3g/L em 2% de KCl; foi pesado 0,8g de calcário e adicionado em erlenmeyers de 250mL com 80mL do tensoativo. As amostras passaram 2 h na mesa agitadora (SL 180/DT) e depois permaneceram 24h em repouso. O material passou pelo processo de filtração simples, o sólido passou 24h a 60 °C na estufa para eliminar umidade. Depois do banho, foram coletadas amostras do sobrenadante para análise de tensão superficial (SensaDyne Tensiometer, QC 6000). E para as medidas de ângulo de contato foi feita pastilhas das amostras de calcário modificadas pelo tensoativo com o auxílio de uma prensa hidráulica (Shulz e um pastilhador metálico. Foi utilizado o goniômetro (Krüss, DAS 100) para efetuar as medidas de ângulo de contato pelo software DAS3. As medidas do potencial zeta foram realizadas para analisar as cargas elétricas das partículas dispersas nas soluções que passaram pelo banho finito, foi utilizado um pHmetro de bancada para aferir o pH das soluções, em seguida, foi realizada a leitura pelo ZetaPlus (Brookhaven Instruments Corporation). As técnicas utilizadas para caracterização foram: análise granulométrica - NBR 7181 (ABNT, 2016), fluorescência de raios-X por energia dispersiva (FRX) (Shimadzu, EDX-720), difração de raios-X (DRX (Shimadzu, XRD-6000: radiação Cu-Kα, 2θ de 10 a 80°)e análise termogravimétrica (TG) (PERKIN-ELMER, atm.N de 10 °C/mim entre 0 a 1000 °C).

Resultado e discussão

A análise granulométrica revela que o C1 é identificado como pedregulho devido seu percentual (67%) entre 0,6<x<2mm; já o C2 é classificado como areia, pois possui 40% na referência de 0,06<x<0,2mm (NBR 6502). Na FRX, observou-se que C1 não possui traços de MgO, caracterizado como calcário calcítico (>5% do teor de MgO) e o C2 com 13% de MgO classificado como calcário dolomítico (<12% do teor de MgO) (ALMEIDA et al., 2018). Os DRX (Fig.1) atribuíram ao C1 reflexões de calcita e evidências de baixa intensidade da dolomita, indicado como calcário calcítico. E C2 há predominância de reflexões intensas da dolomita, caracterizado como calcário dolomítico. Na TG e DTA, obteve-se apenas um estágio no C1 que ocorreu entre 650 a 750 °C. O pico endotérmico observado nesse intervalo pode ser atribuído à decomposição de matéria orgânica presente na rocha e principalmente a decomposição do CO₂ do carbonato de cálcio, resultando em CaO. Quanto à curva do C2, a perda de massa ocorreu em dois estágios: no intervalo entre 300 e 500 °C, corresponde a decomposição da fração do MgCO₂ da dolomita. Essa decomposição ocorre com liberação de CO₂ e produção do MgO. O segundo estágio, corresponde ao mesmo observado no C1 (SCHNITZLER et al., 2000). Na tensão superficial, efetivou-se a adsorção do OCS, o C1 adsorveu mais (56,5dina/cm), pois seu valor se aproximou ao da água (72,4dina/cm, 29,7 °C). Já C2 (40,3dina/cm) adsorveu menos provavelmente pelos teores de impurezas (Si, Al, Fe, K, Mn). A Tabela 1 relaciona o potencial zeta nas soluções com o OCS e em KCl 2%, constatou-se que o C1 obteve maior potencial (-69,10) proporcionando significativa adsorção. As medidas do ângulo de contato em C1 (99,25) e C2 (103,95), adsorvidas com OCS, indicam classificação mista.

Conclusões

Mediante aos processos de caracterização utilizados neste trabalho, foi possível classificar os calcários C1 e C2 da microrregião de Mossoró/RN como calcários calcíticos e dolomíticos, respectivamente. Em relação à análise da molhabilidade, de uma forma geral, as rochas carbonáticas tendem a ser molhável a óleo dificultando o escoamento do petróleo nas operações de produção, com a adsorção do tensoativo OCS nas amostras estudadas, foi possível alterar a molhabilidade desses calcários para mista, ou seja, molháveis a óleo e a água.

Agradecimentos

A UFERSA/Angicos pela bolsa PICI. Aos Laboratórios, de Fluidos de Perfuração, Completação e Estimulação e Central Analítica de Preparação de Amostras (CTEC/IQ/UFRN) pelo auxílio nos experimentos.

Referências

ALMEIDA, A.P.B.; PIMENTEL, P.M.; SILVA, A.S.B.; SOUZA, C.M.; VALENTIM, G.; CAMPELO, I.C. Classificação do calcário de microrregiões do estado do Rio Grande do Norte. In: 4º Simpósio Nordestino de Química. Mossoró/RN, 18 – 20 jul. 2018.

ASSOCIAÇÃO BRASILEIRA DE NORMA TÉCNICAS. NBR 6502: Rochas e solos. Rio de Janeiro: ABNT, 1995.

ASSOCIAÇÃO BRASILEIRA DE NORMA TÉCNICAS. NBR 7181: Análise Granulométrica. Rio de Janeiro: ABNT, 2016.

LIMA, J. R. D. Estudo da adsorção de tensoativo em rocha calcária para análise de molhabilidade. TCC/UFRN – ENGENHARIA DE PETRÓLEO. 2015

NEVES, Allan Martins. Análise da molhabilidade e da adsorção de tensoativos em rocha calcária. Dissertação (Mestrado) – Universidade Federal do Rio Grande do Norte, Centro de Ciências Exatas e da Terra, Programa de Pós-Graduação em Ciência e Engenharia de Petróleo. Natal/RN, 2017.

RIBEIRO NETO, V. C. Desenvolvimento de sistemas a base de tensoativos para recuperação avançada de petróleo. Natal/RN, 2007. Dissertação-UFRN.

SCHNITZLER, E; COSTA, W; CARVALHO FILHO, M.A.; IONASHIRO, M. Propostas de análises rápidas de calcário da região de Ponta Grossa por Termogravimetria (TG), comparadas com as titulaçãoes complexométricas clássicas. Publicatio UEPG – Ciências Exatas e da Terra, Ciências Agrárias e Engenharias, 6(1): 37-46, 2000.

WANG, Y.; XU, H.; YU, W.; BAI, B.; SONG, X.; ZHANG, J. Surfactante induced reservoir wettability alteration: Recent theoretical and experimental advances in enhanced oil recovery. Petroleum Science, v. 8, n. 4, p. 463-476, 2011.