ÁREA
Físico-Química
Autores
Silva, E.C. (UFRN) ; Borges, V.F.S. (UFRN) ; Silva, D.C. (UFRN) ; Silva Filho, E.D. (UFRN) ; Fonseca, J.L.C. (UFRN) ; Wanderley Neto, A.O. (UFRN) ; Braga, T.P. (UFRN) ; Azevedo, P.H.A. (UFRN)
RESUMO
Neste estudo, foi investigada a capacidade de surfactantes aniônicos aderirem a materiais carbonáticos e areníticos, levando em conta diferentes fatores como temperatura, tempo de contato e concentração. Com o objetivo de adotar uma abordagem mais sustentável em relação ao meio ambiente, os surfactantes escolhidos foram obtidos a partir de óleos vegetais saponificados e são eles o óleo de coco saponificado (OCS), o óleo de coco de babaçu saponificado (OCBS) e o óleo de mamona saponificado (OMS). Para avaliar a eficácia da adsorção de cada, utilizou- se o método do banho finito. Os resultados indicaram que os surfactante OCS, OCBS e OMS apresentaram uma eficiente capacidade de adsorção em calcário, mas tiveram um efeito insignificante em arenito.
Palavras Chaves
Surfactante; Adsorção; Carbonatos e arenitos
Introdução
A exploração eficiente de reservatórios de petróleo é frequentemente desafiada pela complexidade da extração e pela ineficiência de certos mecanismos de recuperação. Os métodos de recuperação avançada, conhecidos como EOR (Enhanced Oil Recovery), têm sido recomendados para campos maduros que contêm petróleo altamente viscoso e tensões interfaciais elevadas (COUTINHO DE ARAÚJO et al.,2022; DRUETTA E PICCHIONI, 2020; GOGOI, 2011; SHENG, 2015; ZHANG E SOMASUNDARAN,2005, 2006). Para compreender as interações entre surfactantes e substratos sólidos, a adsorção de surfactantes em superfícies minerais é um fator crucial a ser investigado. Altos níveis de adsorção podem levar a custos indesejáveis e, portanto, é fundamental entender as interações surfactante-substrato e obter isotermas de adsorção representativas para projetar a alteração da molhabilidade em reservatórios de óleo (AHMADI E SHADIZADEH, 2013; LU et al., 2014; NOWROUZI, MOHAMMADI E KHAKSAR MANSHAD, 2021; SAXENA et al., 2019). Este estudo concentra-se nos surfactantes aniônicos biodegradáveis e busca investigar os mecanismos de adsorção em dois tipos de rochas reservatórios com diferentes características de carga superficial. Compreender essas interações moleculares é essencial para aprimorar o processo de adsorção e contribuir para a eficácia da recuperação de petróleo.
Material e métodos
Neste estudo, foram utilizadas rochas extraídas da formação Botucatu e Jandaíra, localizadas no Rio Grande do Norte, Brasil. As rochas areníticas e calcárias foram trituradas em moinhos de bolas por um período de 24 horas. Em seguida, submeteu-se as amostras ao processo de calcinação durante 6 horas a uma temperatura de 250 °C, com uma taxa de aquecimento de 10°C por minuto, sob atmosfera de ar, para eliminar a umidade e materiais orgânicos presentes nos poros das rochas, aumentando, assim, a permeabilidade (ARAÚJO et al., 2021; NEVES et al., 2020). Após a calcinação, as amostras foram peneiradas sob agitação mecânica, utilizando uma série de peneiras de 48 a 100 mesh, por aproximadamente 10 minutos, e suas respectivas frações foram coletadas. Os surfactantes biodegradáveis foram sintetizados em laboratório por meio da reação de saponificação. Essa reação envolveu a mistura de óleo de coco (composição percentual de 47% de ácido láurico), óleo de mamona (composição percentual de 89,5% de ácido ricinoleico) e hidróxido de sódio (Synth, 100%), conforme a metodologia proposta por Silva, Moretto e Fett (SILVA et al., 2020). Para avaliar a adsorção dos surfactantes em rochas, foram utilizadas amostras de 1,0 g da rocha, que foram adicionadas a soluções de surfactantes com uma concentração de 0,3%, acima do valor da CMC (Concentração Micelar Crítica), pois nessa concentração as micelas se dissociam em monômeros que são adsorvidos à superfície (KALAM et al., 2021, 2022). A fim de estudar a adsorção dos surfactantes nas rochas, adotou-se um planejamento experimental fatorial do tipo 23 + 3, onde cada conjunto de experimentos continha 11 ensaios com diferentes soluções de surfactantes, todas com concentrações acima da CMC. O método dinâmico do banho finito foi utilizado, variando-se a temperatura, a razão das soluções (R/S) e o tempo de contato entre os surfactantes e as rochas. Os experimentos foram realizados em um banho termostatizado com agitação do tipo Dubnoff (Tecnal, modelo 053). O experimento teve início com a colocação das amostras em erlenmeyers de 250 ml, seguidas pelo posicionamento em um banho Dubnoff, onde foram submetidas a uma agitação constante de 130 rpm até atingirem o equilíbrio. Após os ensaios de adsorção, as amostras passaram por um processo de filtração simples. Para medir as tensões superficiais dos filtrados, realizou-se uma série de ensaios em banho finito, variando-se o volume da solução de surfactantes na concentração de 0,3%, o tempo de contato e a temperatura (30, 45 e 60 °C). Os dados foram coletados para análise da tensão superficial. Todos os procedimentos e análises foram conduzidos em duplicatas, garantindo maior confiabilidade aos resultados obtidos.
Resultado e discussão
A partir dos resultados obtidos nas eficiências de adsorção, foram construídas
superfícies de isorespostas para os surfactantes OCS, OCBS e OMS, representadas
pelas Figuras 1, 2 e 3, respectivamente. Os testes revelaram percentuais de
remoção nos pontos ótimos variando entre 81,92 % e 85,74 % para o OCS, 77,80 % e
82,52 % para o OCBS, e 43,67 % e 45,30 % para o OMS, evidenciando a relação
direta entre a adsorção desses surfactantes e as variáveis investigadas
(temperatura, tempo de contato e a razão rocha/surfactante R/S).
Destaca-se que a variação da temperatura foi o fator mais influente, impactando
diretamente na solubilidade e, consequentemente, na CMC (Concentração Micelar
Crítica) dos surfactantes. A elevação da temperatura levou a uma diminuição na
quantidade de OCBS e OMS adsorvidos em concentrações acima da CMC, devido às
interações eletrostáticas e hidrofóbicas entre as moléculas de surfactante em
solução e as moléculas de surfactantes adsorvidos. Isso resultou em uma
diminuição da energia livre, governada pelo fator entálpico. Aumentar a
temperatura reduziu a importância do fator entálpico na energia livre negativa,
diminuindo, assim, a quantidade de surfactante adsorvido.
Por outro lado, o comportamento do OCS foi diferente, uma vez que sua adsorção
diminuiu com o aumento da temperatura devido à sua baixa solubilidade, que
aumenta ainda mais com a elevação da temperatura. Isso faz com que a molécula
migre cada vez mais da solução para a superfície da rocha. Dessa forma, o
equilíbrio entre surfactantes adsorvidos e em solução é deslocado em favor da
solubilização dos íons de surfactantes do OCBS e OMS com o aumento da
temperatura.
A partir das superfícies de isorespostas, foram identificados os pontos ótimos
para cada surfactante estudado. No caso do OCS em calcário, verificou-se que a
adsorção aumentou com o aumento da temperatura, do tempo de contato e da
quantidade de surfactante/rocha. Já para o OCBS e OMS, a adsorção aumentou com a
diminuição da temperatura, da quantidade de surfactante/rocha e com o aumento do
tempo de contato.
Os maiores percentuais de eficiência de adsorção foram alcançados nos testes 3
para o OCS, com 85,74 %, no ponto central (9, 10 e 11) para o OCBS, com 82,52 %,
e no teste 3 para o OMS, com 45,30 %. As condições desses pontos ótimos foram:
R/S= 1g/40ml, t = 4h e T = 30 °C para o OCS, R/S = 1g/60ml, t = 3h e T = 45 °C
para o OCBS e R/S = 1g/40ml, t = 4h e T = 30 °C. Todos os ensaios mantiveram
constante a concentração de surfactantes em 0,3% e a agitação em ω = 130rpm.
Conclusões
A conclusão deste estudo apresentou os resultados obtidos na investigação da adsorção de surfactantes aniônicos vegetais saponificados (OCS, OCBS e OMS) em rochas reservatórios, com o objetivo de aprimorar a recuperação avançada de petróleo. Os experimentos revelaram que a adsorção máxima do OCS ocorre quando se aumenta a temperatura (30°C, 45°C e 60°C), o tempo de contato e se diminui a razão R/S. Por outro lado, para o OCBS e OMS, foi observado que a adsorção máxima ocorreu com a diminuição da temperatura e do razão R/S, e o aumento do tempo de contato. Os surfactantes vegetais saponificados demonstraram ser candidatos promissores para o tratamento de rochas reservatórios, uma vez que possuem a propriedade de reduzir as tensões interfaciais entre a água e o óleo, por meio de interações químicas entre o fluido injetado e o fluido do reservatório. Os resultados obtidos neste estudo fornecem informações valiosas para o desenvolvimento de estratégias mais eficientes de recuperação de petróleo, especialmente em campos maduros com alta viscosidade de óleo e elevadas tensões interfaciais. Considerando a crescente importância da sustentabilidade ambiental na indústria de petróleo, a utilização de surfactantes biodegradáveis derivados de óleos vegetais saponificados podem representar uma abordagem mais eco-friendly e economicamente viável para aprimorar a produção de petróleo.
Agradecimentos
Ao LTT/IQ/UFRN, Instituto de Química, a UFRN, ao PPGQ e a Capes.
Referências
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