ÁREA
Iniciação Científica
Autores
Frazão, K.M.R. (UFERSA) ; Pereira, F. (UFRN) ; Pimentel, P.M. (UFERSA) ; Santanna, V.C. (UFRN) ; Santos, D.F. (UFERSA)
RESUMO
O presente artigo consiste no estudo da recuperação avançada de petróleo por meio da influência da adsorção de dois tensoativos aniônicos, octanoato de sódio e miristato de sódio, com o intuito de alterar a molhabilidade de rochas calcárias pelo método de banho finito; uma vez que 50% dos reservatórios são formados por rochas carbonáticas. As amostras foram submetidas a determinação da concentração micelar crítica (cmc) e ensaios de tensão superficial para avaliar a adsorção dos tensoativos na rocha. Para tanto, o calcário previamente caracterizado foi considerado magnesiano e se comprovou adsorção dos tensoativos, onde o miristato de sódio obteve maior destaque, com 71,0 dina/cm, conferindo 99% de eficiência. No entanto, o octanoato de sódio reverteu a molhabilidade da rocha.
Palavras Chaves
adsorção; molhabilidade; tensoativos
Introdução
A aplicação de métodos de recuperação avançada de petróleo (EOR - Enhanced Oil Recovery) está disseminada no Brasil com o propósito de aumentar a produtividade, a rentabilidade e a vida útil dos campos petrolíferos (CURBELO, 2006). Assim, o aumento do fator de recuperação (FR) de petróleo em reservatórios é um tema amplamente estudado no cenário nacional, onde a maximização econômica é uma pauta eloquente (ANP, 2015), conforme §3º, art. 6º, da Resolução ANP nº 17/2015: "A estratégia de explotação em que se baseia o Plano de Desenvolvimento deverá ter como objetivo a maximização da recuperação dos recursos in situ, presentes em cada Reservatório do Campo, de acordo com bons princípios econômicos e segundo as Melhores Práticas da Indústria do Petróleo. Essa estratégia e as soluções tecnológicas que a possibilitam deverão ser continuamente reavaliadas de forma a alcançar o objetivo". Logo, há diversos processos de recuperação avançada de petróleo para poder extrair a maior porcentagem de óleo dos campos (SOARES, 2016), podendo ser utilizados métodos químicos, miscíveis, térmicos e outros (LIMA, 2015). Atualmente, tem havido progressos relevantes no desenvolvimento de métodos químicos (polímeros, alcalinos, tensoativos e suas modificações), incluindo a pesquisa de aplicação para objetos que antes eram considerados inadequados para isso (TRUSHIN et al., 2020). Neste trabalho, será aplicado o método químico, o qual é subdividido em áreas, como injeção de solução de polímeros, injeção de solução de tensoativos, injeção de microemulsão, injeção de solução alcalina, entre outros (SANTOS et. al., 2007), cuja importância é a interação entre o fluido injetado e o fluido do reservatório (RIBEIRO NETO, 2007). Como no Brasil as atividades exploratórias são em sua maioria em reservatórios carbonáticos (PANDAVA AUM, 2011), a rocha selecionada para a presente proposta de pesquisa é um calcário. Segundo Lima (2015), nesses reservatórios as “superfícies são preferencialmente molháveis a óleo, resultando numa baixa produtividade do petróleo”, assim estudos de tensoativos nas rochas vem sendo realizados para inverter a molhabilidade da rocha, com a finalidade de torná-la molhável à água obtendo maior eficiência na recuperação do óleo. Outra observação importante é que nos reservatórios carbonáticos há formação de um petróleo leve e de alta fluidez, como o reservatório é parcialmente molhável ao óleo, sua movimentação se torna difícil; assim, a inversão da molhabilidade da superfície do reservatório para que seja molhável à água, poderá proporcionar uma melhora nos rendimentos produtivos (SOARES, 2016). Sendo assim, a injeção de tensoativos atua facilitando o escoamento do óleo devido as características da superfície (interface água-óleo (VALE, 2009), e aliado a isso, observa-se a crescente demanda por tensoativos no mercado global, indicando interesse econômico nessa área de pesquisa (CERESANA, 2012), demonstrando relevância a esta área de atuação. Conforme o panorama da aplicação de métodos de recuperação melhorada no Brasil e no mundo, os métodos térmicos, químicos, miscíveis e microbiológicos terão uma fase de testes, seja em larga escala ou piloto. O histórico na Petrobras para o método químico de injeção de polímeros, constatou-se a utilização em 04 projetos pilotos onshore (Carmópolis/SE (02), Buracica/BA (01) e Canto do Amaro/RN (01) não obteve sucesso, pois o fator de recuperação foi abaixo do considerado (1,3%; 2,8%; 3,2%, respectivamente), já o método por controle de produção de água obteve índice de sucesso entre 60 e 70% em larga escala (ROSA e MACHADO, 2017). De acordo com uma matéria no Oil and Gas Journal (2016 apud ROSA e MACHADO, 2017), o panorama mundial indica que métodos químicos possuem 27 projetos ativos e bem sucedidos de EOR. Portanto, é importante pesquisar métodos que visem otimizar a recuperação de óleo, consequentemente, melhorando a economia e o beneficiamento do campo. Posto isso, o presente trabalho tem o objetivo de estudar a influência da adsorção de tensoativos aniônicos visando alterar a molhabilidade de rochas calcárias. Foram utilizados dois tensoativos a base dos seguintes ácidos: octanóico e mirístico, sintetizados em laboratório. A rocha calcária é do tipo magnesiana, e o estudo de adsorção será realizado pelo método de banho finito. As amostras serão submetidas a medidas de tensão superficial para avaliar a adsorção dos tensoativos na rocha, e medidas de ângulo de contato para verificar o desempenho dos tensoativos na molhabilidade do calcário.
Material e métodos
O calcário utilizado para o estudo foi extraído da região oeste potiguar, onde é destaque pela produção petrolífera em campos maduros. A metodologia desta pesquisa foi baseada em Soares (2016) e Frazão et al. (2020), via método dinâmico de banho finito. Sintetizou-se o octanoato de sódio (CH3CH2)6COOH) e o miristato de sódio (CH3(CH2)12COOH). Para determinação da concentração micelar crítica (cmc) dos tensoativos, plotou-se o gráfico de concentração versus tensão superficial, onde foram inseridas duas linhas de tendência e obtida a interseção, cujo ponto corresponde a cmc. As concentrações variaram de 0,1 à 6,0g/L. As soluções de tensoativo foram preparadas em solução de cloreto de potássio (KCl) a 2%. Pesou-se 0,5g do calcário magnesiano em 04 erlenmeyers onde se acrescentou 50mL de solução de tensoativo. As amostras foram acopladas a mesa agitadora por 1h, 200rpm e 25°C. Após o banho, repouso por 24h. Recolheu-se o sobrenadante para análise de tensão superficial, análise feita no tensiômetro SensaDyne QC6000/método de pressão máxima de bolha. Para determinação da adsorção e do percentual de adsorção foram usadas as Equações 1 e 2, respectivamente. Equação 1: q=(V(Ci- Ce))/m, onde: q=adsorção (g/g) [massa de soluto adsorvida por unidade de massa de adsorvente], v=volume (L) de solução de soluto, Ci=concentração inicial (g/L), Ce=concentração de equilíbrio (g/L) e m=massa do calcário (g); Equação 2: Eficiência(%)=(Ci-Ce)/Ci*100, onde: Ci=concentração inicial (g/L), Ce=concentração de equilíbrio (g/L). Para determinar a tensão interfacial, utilizou-se 1,5g/L para o miristato de sódio e 2,45g/L para o octanoato de sódio; com uma proveta foi separado 50mL de cada tensoativo e transferido para os erlenmeyers que continham 0,5g do calcário magnesiano e então foi realizado o banho finito. Recolheu-se 40mL do sobrenadante para análise no tensiômetro SensaDyne QC6000. O ângulo de contato foi feito no goniômetro (Krüss, DAS 100) com o auxílio do software DAS3; as pastilhas foram posicionadas na plataforma para receber a gota d’água, e no monitor foi observado à formação da gotícula na superfície.
Resultado e discussão
As concentrações micelares críticas dos tensoativos foram determinada a partir
dos pontos de tensão superficial com diferentes concentrações de tensoativo,
onde observou-se que o tensoativo à base do ácido graxo octanóico não atingiu a
cmc, uma vez que não obteve tensões constantes. Já a cmc do tensoativo
mirístico, considera-se próxima a 1,0 g/L. A cmc é encontrada igualando-se as
equações da reta em cada gráfico e encontrando o valor de x. A medida de tensão
superficial permite avaliar a adsorção dos tensoativos nas rochas, assim o
resultado da análise dos sobrenadantes após o banho finito indicou que ambos os
tensoativos obtiveram diminuição da tensão, uma vez que a tensão superficial de
referência (água) corresponde a 72,4 dina/cm a 30ºC. A Figura 1 demonstra os
valores da tensão superficial dos sobrenadantes que indica adsorção dos
tensoativos no calcário, o octanóico teve uma concentração de equilíbrio mais
alta indicando que adsorveu pouco no calcário, sendo necessário utilizar
concentrações mais altas para melhorar sua eficiência. O miristato de sódio
obteve um maior destaque na adsorção, correspondendo a 99% de eficiência de
tensoativo na solução e tensão superficial equivalente a 71,0 dine/cm. Sabe-se
que “quanto maior a cadeia carbônica do carboxilato de sódio, maior a tendência
do tensoativo de se adsorver na interface ar-água”, em contra partida, o aumento
da cadeia carbônica nos tensoativos promove a formação de diferentes micelas,
podendo ser lamelar, cilíndrica etc, assim, modificando sua adsorção, logo isso
pode ser um fator que tenha afetado a adsorção dos tensoativos estudados
(CARVALHO, 2019). O resultado dos ensaios de molhabilidade do calcário após o
banho finito com o tensoativo octanóico foi de 44,8°, considerando-se molhável a
água, já o miristato de sódio obtive molhabilidade mista (70° < θ < 110°); nos
casos de molhabilidade mista, os poros pequenos são molháveis e saturados com
água salina, já os poros maiores tendem a molhabilidade por óleo, onde este se
adere à superfície perfazendo um caminho contínuo pela rocha reservatório
(SALATHIEL, 1973; DONALDSON e ALAM, 2008). Sabe-se que os calcários são rochas
preferencialmente molháveis ao óleo, logo o tensoativo que reverteu a
molhabilidade foi o octanoato de sódio.
Conclusões
O presente trabalho propôs-se estudar o comportamento das soluções dos tensoativos aniônicos octanoato de sódio e miristato de sódio com a finalidade de reverter a molhabilidade de rocha calcária, e assim, melhorar a recuperação petrolífera no reservatório. A rocha utilizada no estudo foi caracterizada e classificada como calcária magnesiana. A determinação da cmc dos tensoativos para ensaio de banho finito indicou que para o octanoato de sódio será necessário refazer as análises com concentrações maiores que 7g/L e o miristato obteve uma 1,04 g/L da cmc. Após os ensaios de adsorção, avaliou-se a tensão superficial e o tensoativo que conferiu melhor adsorção na rocha foi o miristato de sódio. O tensoativo que obteve menor ângulo de contato, sendo molhável a água, foi o octanoato de sódio, possivelmente devido a sua menor cadeia carbônica, isso implica num melhor escoamento do óleo na recuperação.
Agradecimentos
Ao Programa de Recursos Humanos 55.1 da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (PRH/ANP/Gestão FINEP), juntamente a Universidade Federal Rural do Semi-Árido, pela concessão da bolsa de iniciação científica.
Referências
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