5. Implementation and results
5.1. Mini Containers
5.1.1. Part I Analysis
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.
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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 F ator d e Re cu pe raç ão (% ) Volume Poroso Recuperação convencional Recup. Avançada SB + EDTA Recup. Avançada SB
25,85 % 28,05 %
20,48 %
Capítulo 6 – Descolamento de petróleo em meios porosos através de soluções de polímeros e tensoativos na presença de um agente quelante 82
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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 F ator d e Re cu pe raç ão (% ) 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 F at or de R ec up er aç ão (% ) Volume Poroso Reuperação Convencional Recup. Avançada AN-30
Recup. Avançada AN-30 + SB + EDTA
41,21 %
36,35 %
22,60 %
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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 F ator d e Re cu pe raç ão (% ) Volume Poroso Recuperação convencional
Recup. Avançada AN-70 + SB + EDTA Recup. Avançada AN-70
40,69 % 33,01 % 22,36 %
Capítulo 6 – Descolamento de petróleo em meios porosos através de soluções de polímeros e tensoativos na presença de um agente quelante 84
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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.
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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
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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).
Joselisse Soares de Carvalho Santos
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